Файл: Курсовая работа Анализ видов исследований проводимых при пенокислотной обработке.docx

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

Федеральное государственное бюджетное образовательное

учреждение высшего образования

«Филиал Удмуртского Государственного Университета в городе Воткинск».

Курсовая работа

«Анализ видов исследований проводимых при пенокислотной обработке»

Выполнила:

студент 4 курса РиЭНиГМ

Иванов Иван

Руководитель:

Воткинск 2023

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

Одна из главных задач при разработке любого нефтяного месторождения заключается в наиболее полном и максимально возможном извлечении природных запасов из продуктивного пласта. Однако определенные свойства нефтенасыщенных коллекторов могут препятствовать этому. Так, например, для Черновского месторождения характерна литологическая изменчивость коллекторов, а также наличие низкопроницаемых коллекторов и, как следствие, запасов, попадающих в категорию трудноизвлекаемых.

Для решения таких задач применяются разнообразные методы интенсификации притока и повышения нефтеотдачи, которые подбираются индивидуально для условий залегания каждого месторождения, чтобы обеспечить их максимальную эффективность. На настоящее время Черновское месторождение находится на поздних стадиях разработки, а проблема с ростом обводненности и падением нефтедобычи становится все более существенной. В результате роста доли трудноизвлекаемых запасов нефти, относящихся к низкопроницаемым коллекторам, а также техногенного воздействия в процессе ввода данных объектов в разработку, вопрос применения методов воздействия на призабойную зону становится все более актуальным.

---

Целью работы является анализ видов исследований проводимых при пенокислотной обработке.

Задачи:

1. 
   Рассмотреть виды ГИС при пенокислотной обработке
   
2. 
   Рассмотреть ОПП при закачке
   
3. 
   Рассмотреть ОПП при свабировании
   
4. 
   Рассмотреть расходометрию, виды
   

1.ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1.Геолого-физическая характеристика месторождения

В региональном тектоническом отношении Черновское месторождение приурочено к Киенгопскому валу, расположенному в бортовой зоне КамскоКинельской системы прогибов Верхне-Камской впадины. Месторождение контролируется Черновской и Южно-Лиственской структурами облекания.

Черновское нефтяное месторождение в структурном отношении включает в себя три поднятия: Западное, Восточное и Центральное.

Промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях каширского горизонта (пласт К4) на Западном поднятии, верейского горизонта (пласты В-0, В-I, В-II, B-III), башкирского яруса (пласты А4-1, А4-2, А4-3, А4-4), терригенных отложениях тульского и бобриковского (пласты С-II+С-III) горизонтов, карбонатных отложениях турнейского яруса) на Западном и Восточном поднятиях.

Особенности Черновского месторождения состоят в его многокупольности, тонкослоистости продуктивного разреза, многопластовости, разнотипности вмещающих пород-коллекторов. Воткинск Шаркан Якшур-Бодья Мишкинское Лиственское Вязовское Южно-Киенгопское Бегешкинское Шарканское Кыквинское Вукошурское Тыловайское Быгинское Зап.-Погребняковское Погребняковское Черновское Ю.-Лиственское Георгиевское Центральное Сушинское Тукмачевское Сосновское Лудошурское Кабановское ЧутырскоКиенгопское Ошв.-Дмитриевское Патраковское Якшур-Бодьинское Николаевское СундуроНязинское Есенейское Бабка Черновское 11 коллекторов. Месторождение состоит из 49 сравнительно небольших залежей нефти. Глубокими скважинами на Черновском месторождении вскрыты осадочные образования девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов. Стратиграфия и литологическое описание вскрытой части разреза отражены в литолого-стратиграфическом разрезе (рисунок 1).

Стратиграфическое расчленение разреза произведено в соответствии с унифицированной стратиграфической схемой Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (ВУНГП) от 2002 г. При этом использовались материалы межскважинной и межплощадной корреляции маркирующих границ по данным ГИС, выполненные в Комплексной тематической экспедиции ОАО «Удмуртгеология», ОАО «УНПП НИПИнефть», макроскопическое описание керна, биостратиграфические исследования (микропалеонтологические исследования по скважинам 410, 412, 413, 423, 424, 1078), выполненные в Комплексной тематической экспедиции ОАО «Удмуртгеология». В целом геологический разрез месторождения является типичным для северных районов ВУНГП.

---

В тектоническом отношении Черновское месторождение приурочено к Киенгопскому валу, расположенному в северной бортовой зоне КамскоКинельской системы прогибов, в центральной части Верхнекамской впадины (рисунок 2).

Кристаллический фундамент в зоне месторождения не вскрыт. Представления о его строении и глубинах залегания основываются на материалах интерпретации геофизических данных. Последние указывают на то, что кристаллический фундамент имеет блоковое строение и залегает на глубинах 3-5 км. Черновская структура представляет собой вытянутую в северо-западном направлении брахиантиклинальную складку, простирание которой совпадает с простиранием Киенгопского вала.



Рисунок 1 Литолого-стратиграфический разрез




Рисунок 1.2 - Геологический профиль отложений нижнего карбона

Нефтяные залежи пласта С1t-II+III Пласт C1t-II+III прослеживается по всей площади. Пласты-коллекторы имеют линзовидное строение. Нефтеносность пласта С1t-II+III приурочена к Западному (район одиночной скважины 407) и Центральному (район одиночной скважины 319) поднятиям.

Западное поднятие. Нефтеносность пласта выявлена на стадии эксплуатационного бурения по данным ГИС и подтверждена совместной 15 эксплуатацией с пластом C1t–IV+V в скважине 407. Запасы нефти по пласту подсчитаны с геологической модели, структурные карты и карты толщин не строились.

Центральное поднятие. Нефтеносность пласта выявлена на стадии эксплуатационного бурения по данным ГИС в единственной скважине 319 (водозаборная). Пласт не испытан. Учитывая линзовидное строение залежи и незначительные геологические запасы (24 тыс. т) категории С2, на сегодняшний день запасы данной залежи постановке на учет в государственный баланс не подлежат.

Нефтяные залежи пласта.

С1t-IV+V Пласт C1t-IV+V прослеживается практически по всей площади, за исключением скважин 413, 226, 339, где пласт размыт. Пласт состоит из 1-6 проницаемых прослоев толщиной от 0,5 м до 12,9 м, суммарная толщина их по площади колеблется от 3,0 до 14,9 м; средняя толщина по эффективной части составляет 8,7 м.

В процессе эксплуатационного бурения в единственной скважине 404 ниже пласта C1t-IV+V выявлена нефтенасыщенная линза пласта C1t–V’ толщиной 1,4 м, которая находится в совместной эксплуатации.

---

Нефтеносность пласта С1t-IV+IV приурочена к Западному и Центральному поднятиям.

Западное поднятие. Пласт C1t-IV+V нефтенасыщенный практически во всех пробуренных эксплуатационных скважинах (в скважинах 213, 303, 310, 405 – нефтеводонасыщенный) и в поисково-разведочной скважине 410.

Промышленная нефтеносность пласта выявлена на стадии разведки и подтверждена материалами ГИС, испытаниями в колонне скважины 410 и самостоятельной эксплуатацией в скважинах 306, 310.

ВНК принят условно на абсолютной отметке -1359,7 м – по подошве нефтенасыщенного пласта в скважине 410, где при испытании в колонне с интервала абсолютных отметок -1350,8…-1359,7 м получен приток безводной нефти дебитом 32 м3 /сут при депрессии 9,82 МПа. 16

В пределах контура нефтеносности нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам изменяется от 2,7 м до 10,3 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 7,2 м. Коэффициент эффективной толщины составляет 0,74, коэффициент расчлененности – 3,3. Тип залежи – пластовый сводовый.

Центральное поднятие. Пласт C1t-IV+V нефтеводонасыщенный по данным ГИС в двух эксплуатационных скважинах 311 (нагнетательная) и 332 (в эксплуатации на визейский объект), в остальных – водонасыщенный. Пласт не испытан. Учитывая незначительные геологические запасы (29 тыс.т) категории С2, на сегодняшний день запасы данной залежи постановке на учет в государственный баланс не подлежат.

Таблица 1 - Геолого-физическая характеристика Черновского месторождения (турнейский объект)

1.2. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов

Коллекторские свойства пластов изучались на образцах керна, по промысловым геофизическим данным и по гидродинамическим исследованиям.

Средние значения пористости и нефтенасыщенности по залежам и по объекту разработки приняты по трехмерной геологической модели и рассчитывались как средневзвешенные по кубам пористости и нефтенасыщенности. Абсолютная проницаемость при трехмерном моделировании рассчитывалась по зависимостям от открытой пористости, полученным по лабораторным исследованиям на образцах керна Черновского месторождения. Средние значения абсолютной проницаемости по залежам и по объекту разработки рассчитывались как средневзвешенные по кубам абсолютной проницаемости в фильтрационной модели.

Нефтесодержащие коллекторы пластов С1t-IV+V представлены перекристаллизованными известняками светло-серыми, коричневато-серыми, детритовыми, вторично комковатыми, сферово-микрозернистыми, вторично микрокомковатыми, узорчатыми, водорослевыми, детритовофораминиферовыми и известняковыми песчаниками. Цемент представлен перекристаллизованным, разнозернистым, тонко- крупнозернистым кальцитом, составляющим 5-40 %. Типы цемента: поровый, регенерационный и базальный.

---

Размер пор 0,02-1,0 мм, чаще не более 0,5 мм. Наблюдаются прослойками полые каверны размером 2-10 мм, за счёт выщелачивания органогенных остатков и микротрещины, частично заполненные дисперсным карбонатноглинистым веществом.

Среди известняков отмечаются прослои доломитов известковистых, неравномерно сульфатизированных. Доломиты разнозернистые от тонко- до крупнозернистых. Размер кристаллов доломита 0,04-1,3 мм. В доломитах часто отмечаются линзы реликтов известняков микро-тонкозернистых и крупные кристаллы кальцита. Размер пор от 0,02 до 0,6 мм. Для карбонатных отложений 18 турнейского яруса в условиях залежи Черновского месторождения из-за отсутствия лабораторных экспериментов коэффициент вытеснения рассчитывался по обобщенной зависимости

 пр выт K K  0,8604  0,0652 ln

и при среднем значении проницаемости 0,454 мкм2 , Квыт составляет 0,51, при этом по Западному поднятию Кпр =0,458 мкм2 , Квыт=0,51.

По результатам проведенных лабораторных исследований образцов керна определены зависимости между остаточной водонасыщенностью (Ков) и проницаемостью (Кпр) горных пород. Коэффициент остаточной нефтенасыщенности определялся как (1 ) (1 ), Kон Kов  Kвыт  при этом Ков=(1-Кн), где Кн – коэффициент нефтенасыщенности, принятый из трехмерной геологической модели.

Зависимость относительных фазовых проницаемостей в экспериментах рассчитывали по результатам нестационарного вытеснения нефти водой по методике С.А.Кундина и И.Ф.Куранова. В результате статистической обработки экспериментальных данных были получены обобщенные уравнения, описывающие характер изменения относительных фазовых проницаемостей.

В таблице 2 и на рисунке 4 приведены основные характеристики вытеснения нефти водой в условиях Черновского месторождения.

1.3. Свойства и состав нефти, газа и воды

Характеристика свойств флюидов, насыщающих продуктивные пласты месторождения, представлена по данным исследования глубинных и поверхностных проб, отобранных на этапе геологоразведочных работ (1979- 1987 гг.) в поисково-разведочных скважинах 410, 221, 224, 1078 и поверхностных проб в 43 эксплуатационных скважинах в процессе разработки месторождения (1988-2000 гг.). 19

Таблица 2 - Характеристики вытеснения нефти водой по зонам продуктивных пластов.


Зависимости относительных фазовых проницаемостей для воды, нефти и обводненности продукции от водонасыщенности продуктивных пластов турнейского яруса (Кпр=0,454мкм2 ; н=98,4 мПа∙с). Химический анализ глубинных и поверхностных проб, отобранных в поисково-разведочных и эксплуатационных скважинах, выполнен в лаборатории ОАО «Удмуртгеология» и лаборатории двойного подчинения ОАО «Удмуртторф» – Удмуртский университет. Проведен анализ 39 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 0 0,2 0,4 0,6 0,8 kв, kн, f Водонасыщенность, д. ед. Относительная фазовая проницаемость по воде kв Относительная фазовая проницаемость по нефти kн Обводненность f 20 глубинных проб нефти, из них признаны кондиционными 14 проб из отложений верейского горизонта и 12 проб из отложений визейского яруса.

---