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 || 3 | 4 |   ...   | 7 |

Развитие систем разработки нефтяных месторождений с применением заводнения в различных геолого-физических условиях

-- [ Страница 2 ] --

К локально-нефтеносным карбонатным отложениям относятся семилукские, бурегские, елецкие, данково-лебедянские отложения карбонатного девона, заволжские, малевско-упинские, алексинские, намюр-серпуховские породы нижнего карбона и каширские, подольские, мячковские отложения среднего карбона. На востоке и юго-востоке Южно-Татарского свода чаще встречается нефтеносность в карбонатных отложениях девона и практически отсутствует нефть в отложениях среднего карбона. На западном склоне Южно-Татарского свода и восточном борту Мелекесской впадины нефтеносность карбонатных коллекторов отмечается в более молодых локально-нефтеносных горизонтах малевско-упинских, алексинских, каширских отложениях. Всего в карбонатных отложениях сосредоточено 19,8 % от общих балансовых запасов РТ категории А+В+С1+С2. В карбонатных коллекторах залежей карбона сосредоточено 93,3 %, девона – 5,8 % и перми – 0,9 % геологических запасов.

Месторождения РТ приурочены к различным нефтегазоносным комплексам, характеризуются исключительным разнообразием типов залежей и коллекторов, литолого-петрофизическим составом пород, слагающих продуктивные отложения, геолого-физическими параметрами коллекторов и физико-химическими свойствами насыщающих их жидкостей.

В подразделе 1.2 приведены результаты исследования по изучению зависимости КИН от вязкости нефти (н) для месторождений Урало-Поволжья. Задача стала особенно актуальной в последние годы в связи с обоснованием необходимости дифференцирования НДПИ с учетом вязкости нефти для стимулирования увеличения добычи высоковязкой нефти. Эти запасы значительные. Остаточные извлекаемые запасы нефти по категории А + В + С1 в залежах с
н > 30 МПаЧс составляют 40 % всех запасов по ОАО «Татнефть» РТ.

Объектами исследования являлись залежи нефти крупных и небольших месторождений, находящиеся на поздней стадии разработки, приуроченные к терригенным коллекторам. При этом КИН для сопоставимости определены для значений = 2. Был применен метод группирования объектов по одинаковым геолого-физическим параметрам, в данном случае по проницаемости. Выделены три группы залежей по проницаемости: 1) 0,100…0,300 мкм2; 2) 0,300…0,800 мкм2;
3) более 0,800 мкм2. Исходные данные обрабатывались по логарифмической, степенной и экспоненциальной функциям. Выравнивание этих функций показало, что первые две имеют линейный вид, а третья криволинейный, поэтому в дальнейшем использовались первые две зависимости. Результаты исследований по степенной зависимости приведены на рисунке 1. Зависимости характеризуются высоким коэффициентом квадрата корреляции (R2).

Наибольшее изменение КИН от 0,28 до 0,65 д. ед. для 1-ой группы и от 0,40 до 0,75 д. ед. для 2-ой и 3-ей групп коллекторов происходит в интервале
н 30 мПаЧс, а затем кривые выполаживаются. При вязкости нефти
н > 100 мПаЧс КИН не превышает 0,2…0,3 д. ед. (рисунок 1). При этом кривая степенной функции по сравнению с логарифмической характеризуется резким снижением КИН в области н > 30 мПаЧс и наибольшим значением R2 по коллекторам 1-ой группы при приблизительно одинаковых значениях по остальным. В связи с этим к применению рекомендуется степенная функция зависимости КИН от н.

Этот вывод подтверждается результатами опыта разработки ряда залежей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Зависимости полезны для определения ориентировочных величин КИН по новым залежам на стадии первого подсчета запасов нефти по промышленным категориям, а также для оценки прироста нефтеизвлечения при снижении н методами МУН.

  Графики зависимости КИН = f(н) по месторождениям Урало-Поволжья В-0

Рисунок 1 Графики зависимости КИН = f(н) по месторождениям

Урало-Поволжья

В подразделе 1.3 приведены результаты исследования по изучению зависимости Квыт от фильтрационно-емкостных и петрофизических параметров залежей месторождений РТ.

В микрообъеме пласта при неограниченно большой прокачке вытесняющего агента Квыт характеризует потенциально доступную долю дренируемых запасов нефти и является основным комплексным параметром, который позволяет оценить КИН и эффективность системы разработки при заводнении.

Изучены зависимости Квыт от пористости (m), начальной нефтенасыщенности (Кн,), произведения m·(1 – Kн), абсолютной проницаемости (Кпр), вязкости нефти (н) и комплексных параметров для терригенных и карбонатных отложений. Было установлено, что корреляционная связь между m и Квыт очень слабая (R2 = 0,038), зависимость имеет монотонно возрастающий характер. Построение зависимости Квыт = f(m) для каждого месторождения в отдельности не приводит
к увеличению тесноты связи. Данная зависимость для оценки Квыт не информативна.

Зависимость Квыт = f(Кн) имеет монотонно возрастающий характер. При этом R2 = 0,3656, выше, чем для зависимости Квыт = f(m). Построение зависимости для каждого месторождения в отдельности приводит к увеличению тесноты связи до 0,6…0,8. Зависимость Квыт = f(Кн) для усредненных по залежи параметров имеет максимум, что противоречит предыдущим исследованиям. Поэтому в дальнейших исследованиях исключена.

Для зависимости Квыт = f (m·(1 – Kн)) коэффициент корреляции меньше, чем для зависимости Квыт = f(Кн). Учет пористости не привел к увеличению тесноты связи.

Обобщение исследований по определению Квыт от Кпр показывает, что наиболее распространенными являются зависимости логарифмическая и степенная. Однако эти зависимости при граничных условиях приводят к результатам, не имеющим физического смысла. В связи с этим исследования проведены по экспоненциальной функции, которая характеризуется наибольшей теснотой корреляционной связи (рисунок 2) и удовлетворяет известным граничным условиям:

  Графики зависимости Квыт = f(Кпр) для девонских отложений Ромашкинского-1

Рисунок 2 Графики зависимости Квыт = f(Кпр) для девонских отложений

Ромашкинского месторождения

при Кпр 0 Квыт 0, при Кпр Квыт Квыт.max, при этом Квыт.max < 1, дает возможность всего по двум известным точкам количественно определить постоянные Квыт для данной залежи и изучить влияние на них различных параметров. При этом применение комплексных параметров, метода группирования по проницаемости и вязкости, усреднение по интервалам параметра увеличивают R2. Установлено, что на Квыт.·mах существенное влияние оказывает н.

Влияние Кпр на Квыт для различных типов коллекторов различное, поэтому зависимости Квыт = f(Кпр) рекомендуется исследовать для каждого месторождения в отдельности. На рисунке 3 впервые приведены эти зависимости в виде палетки для залежей девона. Кривые Квыт при Кпр > 0,8 мкм2 выполаживаются, мало изменяются с изменением проницаемости, представляют собой линии, параллельные друг другу. Это позволяет изучить влияние на величину Квыт.max вязкости нефти и агента, максимальной начальной нефтенасыщенности Кн.max. Получена зависимость вида:

Квыт.max =-0,15. (1)

По девонским отложениям R2 = 0,915; по тульско-бобриковским – 0,7224.

Анализ кривых (рисунок 3) показывает, что наблюдается закономерное увеличение коэффициента экспоненциальной функции (В), характеризующей увеличение Квыт при увеличении Кпр с уменьшением Квыт.max. Получена зависимость вида:

. (2)

.

По девонским отложениям R2= 0,9079, по бобриковским отложениям
R2 = 0,769.

В результате зависимость (1) можно представить следующим образом:

. (3)

Рисунок 3 Палетка зависимостей Квыт= f(Кпр), кыновско-пашийские

отложения

Из рисунка 3 видно, что по трем залежам кривые Квыт = f(Кпр) пересекают другие, что указывает на возможную недостоверность результатов некоторых лабораторных опытов. Для исключения погрешностей сопоставляются фактические и расчетные значения Квыт.max и параметра «B». Таким образом, впервые рекомендуется методика обоснования Квыт с использованием палетки Квыт = f(Кпр). Использование обобщённых зависимостей по группе месторождений может привести к значительным погрешностям.

В подразделе 1.4 рассматривается задача формирования исходных данных для расчета технологических показателей разработки на гидродинамической
модели.

При использовании в фильтрационной модели функции относительных фазовых проницаемостей (ОФП), определенных на кернах в лабораторных условиях, получаются нереально высокие и одинаковые для всех вариантов разработки значения КИН, близкие к величине Квыт. С целью исключения ошибок при расчете технологических показателей необходимо знать количественную связь конечной нефтенасыщенности (Кнк ) от начальной и остаточной, определяемой в лабораторных условиях.

В работах Ш.К. Гиматутдинова, И.Г. Пермякова, Н.С. Гудка приведены зависимости коэффициента вытеснения от скорости вытеснения. Анализ зависимостей показывает, что Квыт сначала увеличивается очень быстро, затем при достижении некоторой скорости его рост замедляется.

В результате интегрирования получим:

(4)

При а = b имеем:

. (5)

Известно, что для раздельного учета влияния микронеоднородности породы и макронеоднородности пластов академик А.П. Крылов предложил КИН представлять в виде произведения двух приблизительно одинаковых коэффициентов:

(6)

где Квыт коэффициент вытеснения, характеризующий полноту вытеснения нефти из породы, д. ед; Кохв коэффициент охвата, характеризующий полноту охвата запасов продуктивного пласта вытеснением, д. ед.

Зависимость КИН пласта от комплексного параметра Квыт изучалась по 55 объектам месторождений ОАО «Татнефть» по степенной функции с коэффициентами степени 1,0; 1,5; 2,0; 2,5 для разных коллекторов. При этом КИН принят из документа, утверждённого ГКЗ, для оптимальных значений ПСС. Наибольшее корреляционное отношение для всех рассмотренных случаев имеет зависимость
КИН = f(К2выт). При рассмотрении терригенных и карбонатных отложений в отдельности коэффициенты корреляции и идентичности зависимости
КИН = f(К2выт) увеличиваются (таблица 1). Зависимости позволяют оценить потенциальные значения КИН.

Таблица 1 – Значения коэффициентов корреляции и идентичности

Объект разработки Уравнение регрессии Коэффициент корреляции/коэффициент идентичности
Терригенные отложения 0,9755/0,9515
Карбонатные отложения 0,9689/0,9388


Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 7 |
 





 
© 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.