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 ||

Анализ и регулирование разработки месторождения белый тигр со сложными геологическими и термодинамическими условиями залегания

-- [ Страница 3 ] --

С учетом уточненного мине­рального состава пород по сводам залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» (таблица 3) построен график зависимости доли растворенной породы от продолжительности воздействия различными композициями химреагентов для Центрального свода фундамента при Т=700С (рисунок 4). Следовательно, компози­ция химреагентов 12%HCl+3%HF является самой эффективной для обработки гранитоидных пород-коллекторов.

  Зависимость доли растворенной породы от продолжительности воздействия-37

Рисунок 4 – Зависимость доли растворенной породы от продолжительности воздействия различными компози­циями химреагентов для Центрального свода фундамента месторождения «Белый Тигр» (Т=700С)

Установлена зависимость доли растворенной породы от продолжительности воздействия композицией химреагентов 12%НСl+3%HF на гранитоидную породу Центрального свода фундамента при различных температурах (рисунок 5).

  Зависимость доли растворенной породы от про­должительности воздействия-38

Рисунок 5 – Зависимость

доли растворенной породы от про­должительности воздействия компо­зицией химреаген­тов 12%НСl+3%HF на гранитоидную породу Центрального свода фундамента месторождения «Белый Тигр» при различ­ных температурах

Из рисунка 5 следует, что композиция химреагентов 12%НСl+3%HF растворяет 40-55% массы гранитоидной породы Центрального свода фундамента при пластовой температуре (130-1600С).

Результаты проведенного анализа и исследования показали, что коэффициенты вытеснения нефти водой, которые определялись на моделях пласта пород фундамента месторождения «Белый Тигр», изменяются в широких пределах 0,10-0,93. Среднее значение для всей залежи фундамента составляет 0,482. Коэффициент вытеснения нефти водой в породах фундамента месторождения «Белый Тигр» уменьшается с глубиной. Это объясняется, в основном, двумя факторами – уменьшением ФЕС пород и увеличением горного давления с глубиной фундамента.

Нами определен коэффициент вытеснения нефти водой на модели пласта пород фундамента месторождения «Белый Тигр» при пластовых условиях, который составляет 0,5553. Эксперименты выполнены в лаборатории МиФП НИПИморнетегаза СП «Вьетсовпетро» на установке FDESS-100 фирмы CORELAB-США.

Результаты оценки эффективности методов контроля за измене­нием положения ИВНК в фундаменте месторождения «Белый Тигр» показали, что до настоящего времени положение ИВНК в фундаменте определялось тремя методами: методом эксплуатационного каротажа (Production Logging Tools, PLT); методом забойных давлений; методом аналогии, основанным на положении текущего ИВНК соседних скважин. При этом PLT является основным методом определения положения ИВНК в залежи фундамента, результаты обработки которого характеризуют только условное положение ИВНК в фундаменте. Сделан вывод о том, что существующие методики не прояснили истинного положения ИВНК в фундаменте.

Нами установлено условное положение ИВНК в Центральном своде фундамента месторождения «Белый Тигр» на основе метода материального баланса. Его динамика во времени приведена на рисунке 6.

  Динамика условного положения ИВНК в Центральном своде фундамента-39

Рисунок 6 – Динамика условного положения ИВНК в Центральном своде фундамента месторождения «Белый Тигр» во времени

В работе проведена адаптация метода электрометрии для контроля за перемещением истинного положения ИВНК в гранитоидных коллекторах. Метод заключается в следующем.

При обводнении гранитоидных коллекторов фундамента закачиваемой морской водой в обводненных интервалах и вероятных нескольких ИВНК информативность ГИС повысится, а обводненные интервалы можно рассмат­ривать как сложенные кирпичиками или блоками. Соединение систем блоков и трещин-каверн в зависимости от применяемых методов окажется или парал­лельным, или последовательным. При исследовании обводненных интервалов обычными зондами электрического каротажа система блоков и трещин-каверн будет соединена параллельно, а при применении фокусированных зондов – последовательно.

В случае обе системы пористости рассматриваются как включенные параллельно в измерительную цепь установки с малой глубиной исследования, то можно записать равенство:

(7)

где – удельное сопротивление отдельных блоков насыщенных нефтью; – удельное сопротивление отдельных блоков полностью насыщенных закачиваемой водой; – сопротивление трещин и каверн; – сопротивление, полученное зондом с малым радиусом исследования; – объем открытых пор; – пористость блоков; – коэффициент общей пористости по нейтрон-нейтронному каротажу (ННК).

Аналогично можно записать равенство для установки с большой глубиной исследования:

(8)

где – сопротивление незатронутой проникновением части пласта; – водонасыщенность трещин и каверн в этой зоне.

Таким образом, получены два уравнения с тремя неизвестными – . Значения объема открытых пор получают независимым путем, то есть данным акустического каротажа (АК) или по керну. Остаются две неизвестные величины () и два уравнения.

В случае если применяется система зондов с фокусировкой тока, удельное сопротивление будет соответствовать последовательному соединению блоков и систем трещин-каверн в измерительную цепь. Можно записать систему уравнений:

(9)

Определяя параметр способом, как было показано выше, получим два уравнения с двумя неизвестными. Отметим, что система уравнений получена с использованием элементарных законов Ома и Кирхгофа, а их решение после несложного программирования возможно на ЭВМ. Таким же образом получим дальнейшие подсчетные параметры.

Так как формулы (8) и (9) громоздкие, то при их использовании сопротивление пласта предлагается определять одним из методов электрометрии. Из-за отсутствия такой возможности задача заключалась в определении для коллекторов, обводненных океанической водой. Сопротивление необводненных интервалов будет стремиться к бесконечности.

Чтобы избавиться от громоздких вычислений и повысить точность, следует предположить следующее:

- прорыв закачиваемых вод в эксплуатационные скважины происходит по наиболее пористым трещинно-кавернозным частям продуктивной толщи;

- океаническая вода плотностью 1,023 г/см3 при температуре 1500C будет иметь сопротивление 0,11 Омм;

Общая пористость на исследуемом интервале определяется результатами исследований АК и ННК. По величине общей пористости определяется величина относительного сопротивления Ротн по формуле Арчи:

(10)

Сопротивление пласта: , (11)

где – сопротивление пласта; – сопротивление пластовой воды.

На основе приведенных формул и предположений рассчитывались значения при различной пористости (рисунок 7).

  Зависимость сопротивления пласта от коэффициента общей пористости по-62

Рисунок 7 – Зависимость сопротивления пласта от коэффициента общей пористости по формуле Арчи

Как видно из рисунка 7 при росте общей пористости отмечается резкое падение значе­ний сопротивления пласта, что является диагностирующим признаком трещиноватости и свидетель­ствует о правильности выбора методики подсчета. Интервал значений пористости выбран для вероятного прорыва закачиваемых вод. Расчеты для различных значений общей пористости выполнены при одном значении температуры, которая соответствует пластовой. Следовательно, в случае прорыва закачивае­мой океанической воды электрометрия будет самым надежным методом выяв­ления интервалов обводнения в продуктивной толще. Ввиду отсутствия иссле­дований нами построена синтетическая кривая относительного изменения параметров при использовании методов электрометрии в случае прорыва закачи­ваемых вод в интервалы продуктивного пласта (рисунок 8).

  Синтетическая кривая от­носительного изменения сопротивления пласта от-63

Рисунок 8 – Синтетическая кривая от­носительного изменения сопротивления пласта от глубины при пластовой температуре

Таким образом, с помощью метода электрометрии находятся интервалы обвод­нения в продуктивной толще. Данная методика позволяет проводить контроль за изменением ИВНК в гранитоидных коллекторах месторождения «Белый Тигр».

Основные выводы и рекомендации

1 Залежь фундамента месторождения «Белый Тигр» имеет крайне сложное геологическое строение. Породы-коллекторы фундамента представляют собой неоднородную среду с «двойной» пустотностью, имеют трещинный и каверновый характеры. Ввиду отсутствия аналогичных месторождений в мировой практике разра­ботка фундамента месторождения «Белый Тигр» осуществляется в несколько этапов. В диссертационной работе проведен анализ текущего состояния разработки фундамента месторождения «Белый Тигр» и выявлены темпы роста обводненности группы скважин фундамента с быстропрогрессирующим обводнением (порог обводнения скважин – 10%). Получены результаты прогноза конечных показателей разработки по кривым падения добычи нефти (метод А.В. Копытова), которые свидетельствуют о том, что система разработки объекта выбрана эффективно.

2 Получены аналитические решения для применения метода материального баланса на базе геолого-промысловых данных месторождения «Белый Тигр» и предложены уравнения материального баланса для сводов фундамента. Определен коэффициент упругоемкости залежи Центрального свода фундамента месторождения «Белый Тигр» при начальном пластовом давлении ( = 0,11110-4 МПа-1) по данным в скважинах и установлена его зависимость от снижения пластового давления. Впервые предложена методика регулирования процесса разработки Центрального свода фунда­мента месторождения «Белый Тигр» на основе метода мате­риального баланса, которая дает возможность предотвращения образования газовой шапки.

3 Разработана методика подбора композиций химреагентов при ОПЗ на гранитоидные коллекторы с целью увеличения приемистости нагнетательных скважин. По этой методике установлено, что композиция 12%НСl+3%HF является самой эффективной для обработки гранитоидных пород-коллекторов, которая растворяет 40-55% массы пород залежи Центрального свода фундамента месторождения «Белый Тигр» при пластовой температуре.

4 Установлена динамика условного положения ИВНК в Центральном своде фундамента месторождения «Белый Тигр» во времени на основе метода материального баланса. Разработаны методические основы проведения ГИС на основе электрометрии для контроля за изменением положения ИВНК в гранитоидных коллекторах месторождения «Белый Тигр».

Список публикаций по теме диссертации

    1. Тю В.Л. Особенности геологии, разведки и разработки месторождений «Белый Тигр» и «Дракон» республики Вьетнам /В.Л. Тю, Х.Н. Нгуен, Токарев М.А. //Сборник материалов Всероссийской науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. – Красноярск: Изд-во СФУ, 2008. Том 4. – С. 3-5.
    2. Тю В.Л. Особенности распределения нефтеносности в фундаменте месторождений «Белый Тигр» и «Дракон» в республике Вьетнам /В.Л. Тю, Х.Н. Нгуен, М.А. Токарев //Материалы 59-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008. – С. 215.
    3. Тю В.Л. О методике подбора композиций химреагентов при обработке призабойной зоны (ОПЗ) на гранитоидные коллектора /В.Л. Тю, М.А. Токарев //Материалы 59-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008. – С. 214.
    4. Тю В.Л. Особенности распределения и изменения пластовых давлений в гранитоидных коллекторах месторождения «Белый Тигр» /В.Л. Тю, Х.Н. Нгуен //Нефтегазовое дело. – 05.06.2009. – http://www.ogbus.ru
    5. Тю В.Л. Анализ текущего положения искусственного водонефтяного контакта в гранитоидных коллекторах /В.Л. Тю, Х.Н. Нгуен, М.А. Токарев //Материалы II Всероссийского смотра научных и творческих работ иностранных студентов и аспирантов вузов РФ. – Томск: Изд-во ТПУ, 2009. – С. 132-136.
    6. Тю В.Л. Особенности геологии гранитоидной залежи и результаты подбора композиций химреагентов при обработке призабойной зоны на гранитоидные коллектора /В.Л. Тю, М.А. Токарев //Материалы II Всероссийского смотра научных и творческих работ иностранных студентов и аспирантов вузов РФ. – Томск: Изд-во ТПУ, 2009. – С. 157-159.
    7. Токарев М.А. Экспресс-методы исследования эффективности обработки гранитоидных пород-коллекторов композициями химреагентов /М.А. Токарев, В.Л. Тю, В.З. Ле //Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2009. – № 3. – С. 24-33.
    8. Тю В.Л. Результаты экспериментов по определению растворяющей способности композиций химреагентов на синтетических гранитоидных поро­дах /В.Л. Тю, М.А. Токарев //Материалы 60-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2009. – С. 241-242.
    9. Тю В.Л. Контроль за динамикой обводнения гранитоидных коллекторов месторождения «Белый Тигр» /В.Л. Тю, М.А. Токарев //Материалы 60-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2009. – С. 242.
    10. Токарев М.А. Методика контроля за изменением искусственного водонефтяного контакта в гранитоидных коллекторах месторождения Белый Тигр /М.А. Токарев, В.Л. Тю //Нефтегазовое дело. – 2009. – Том 7. – № 2. – С. 40-45.


Pages:     | 1 | 2 ||
 





 
© 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.