Файл: 2. 1 Нефтеносность Характеристика продуктивных пластов Физикохимические свойства пластовых флюидов.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 10.01.2024
Просмотров: 68
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
12 является осуществление мероприятий по интенсификации добычи нефти.
Приобское месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов как по площади, так и по разрезу. Коллектора горизонтов АС10 и АС11 относятся к средне и низкопродуктивным, а АС12 - к аномально низкопродуктивным. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения указывает на невозможность освоения месторождения без активного воздействия на его продуктивные пласты и без использования методов интенсификации добычи. Это подтверждает опыт разработки эксплуатационного участка левобережной части.
2.5 Геолого-физические критерии применимости различных методов воздействия на Приобском месторождении
Основными геолого-физическими характеристиками Приобского месторождения для оценки применимости различных методов воздействия являются :
глубина продуктивных пластов- 2400-2600 м,
залежи литологически экранированные, естественный режим - упругий
замкнутый,
толщина пластовАС10, АС11 и АС12соответственно до 20,6 , 42,6 и 40,6 м.
начальное пластовое давление- 23,5-25 МПа,
пластовая температура- 88-90°С,
низкая проницаемость коллекторов, средние значения по результатам
исследования керна - по пластам АС10, АС11 и АС 12 соответственно 15,4,
25,8, 2,4 мd
высокая латеральная и вертикальная неоднородность пластов,
плотность пластовой нефти- 780-800 кг/м3,
вязкость пластовой нефти- 1,4-1,6 мПа*с,
давление насыщения нефти 9-11 МПа,
нефть нафтенового ряда, парафинистая и малосмолистая.
Сопоставляя представленные данные с известными критериями эффективного применения методов воздействия на пласт можно отметить, что, даже без детального анализа, из перечисленных выше методов для Приобского месторождения могут быть исключены: тепловые методы и полимерное заводнение (как метод вытеснения нефти из пластов). Тепловые методы применяются для залежей с высоковязкими нефтями и на глубинах до 1500-1700 м. Полимерное заводнение предпочтительно использовать в пластах проницаемостью более 0,1 мкм для вытеснения нефти с вязкостью от 10 до 100 мПа*с и при температуре до 90°С (для более высоких температур применяются дорогостоящие, специальные по составам полимеры).
3. Заводнение пластов
Опыт разработки отечественных и зарубежных месторождений показывает, что заводнение оказывается довольно эффективным методом воздействия на низкопроницаемые коллектора при строгом соблюдении необходимых требований к технологии его осуществления. В
числе основных причин, вызывающих снижение эффективности заводнения низкопроницаемых пластов оказываются:
ухудшение фильтрационных свойств породы за счет:
набухания глинистых составляющих породы при контакте с закачиваемой водой,
засорения коллектора мелкодисперсными механическими примесями, находящимися в закачиваемой воде,
выпадением в пористой среде коллектора осадков солей при химическом взаимодействии нагнетаемой и пластовой воды,
уменьшение охвата пласта заводнением вследствие образования вокруг нагнетательных скважин трещин-разрыва и распространения их в глубь
пласт (для прерывистых пластов, возможно также некоторое увеличения охвата пласта по разрезу),
значительная чувствительность к характеру смачиваемости пород нагнетаемым агентом значительное снижение проницаемости коллектора засчет выпадения парафинов.
Проявление всех этих явлений в низкопроницаемых коллекторах вызывает более существенные последствия, чем в высокопроницаемых породах.
Для устранения влияния на процесс заводнения указанных факторов используются соответствующие технологические решения: оптимальные сетки скважин и технологические режимы эксплуатации скважин, нагнетание в пласты воды необходимого типа и состава, соответствующая ее механическая, химическая и биологическая очистка, а также добавка в воду специальных компонентов.
Для Приобского месторождения заводнение следует рассматривать в качестве основного метода воздействия .
Применение растворов ПАВ на месторождении было отвергнуто, в первую очередь, по причине низкой эффективности этих реагентов в условиях низкопроницаемых коллекторов.
Для Приобского месторождения и щелочное заводнение не может быть рекомендовано по следующим причинам:
- основной из них является преимущественная структурная и слоистая глинистость коллекторов. Глинистые агрегаты представлены каолинитом, хлоритом и гидрослюдой. Взаимодействие щелочи с глинистым материалом может привести не только к набуханию глин, но и к разрушению породы. Щелочной раствор низкой концентрации увеличивает коэффициент набухаемости глин в 1,1-1,3 раза и снижает проницаемости породы в 1,5-2 раза по сравнению с пресной водой , что является критичным для низкопроницаемых коллекторов Приобского месторождения. Применение растворов высокой концентрации (снижающих набухаемость глин) активизирует процесс разрушения породы. Кроме того, глины с высокой способностью к ионному обмену могут отрицательно воздействовать на оторочку щелочного раствора в результате замены натрия на водород.
- сильно развитая неоднородность пласта и большое число пропластков, приводящие к низкому охвату пласта раствором щелочи. Для заводнения нефтяных пластов в Среднем Приобье широко используются подземные воды апт-сеноманского комплекса, сложенного толщей слабосцементированных, рыхлых песков, песчаников, алевролитов и глин уватской, ханты-мансийской и викуловской свит, хорошо выдержанных по площади, довольно однородных в пределах участка. Воды отличаются малой коррозийной способностью из-за отсутствия в них сероводорода и кислорода.
Расчет показателей разработки месторождения при трехрядной схеме расположения скважин.
Месторождение вводится в разработку в течение шести лет. При этом ежегодно разбуривается и вводится в эксплуатацию по 60 элементов
(60 скважин).
Разработка осуществляется при постоянном перепаде междулиниями нагнетания и отбора.
Предполагается, что за весь рассматриваемый период ни один
элемент системы не выбывает из разработки. Требуется рассчитать
изменение в течение 12 лет следующих показателей разработки
месторождения: 1) добычи нефти, обводненности продукции и текущей нефтеотдачи для одного элемента системы разработки;
2) добычи нефти, обводненности продукции и текущей нефтеотдачи для месторождения в целом.
4.1 Методика расчета дебитов нефти и воды в элементе трехрядной системы разработки месторождения при логарифмически нормальном законе распределения абсалютной проницаемости представлена в источнике ((1), задача 3.7).
4.2 Расчет показателей разработки элемента трехрядной системы.
По формуле (13) из (1) определяют проницаемость к* пласта, обводнившегося ко времени t=t*.
Например, при t*=3J5*10 ≈365 сут
Для вычисления дебита нефти и воды необходимо определять значение интеграла
Можно при этом использовать также таблицы интеграла вероятности
помещенные в справочнике (2).
Имеем соотношение:
Обозначим
тогда
Таким образом, обводненность v=v(t) будем вычислять по формуле (21) из ист.(1) преобразованной к виду
Приведем к виду, удобному для вычислений, зависимость k*=k*(t)
Например, при t= 3,15·107≈365сут k* =2.9·10-12
По таблицам Ф(3,59)=0,99. Отсюда при t=3 515*107с значение vэ=0,005 Результаты вычислений изменения во времени обводненности продукции, а также дебита нефти и воды при постоянном дебите жидкости для элемента
пласта приведены в таблице при ряде значений времени t==t*
Приобское месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов как по площади, так и по разрезу. Коллектора горизонтов АС10 и АС11 относятся к средне и низкопродуктивным, а АС12 - к аномально низкопродуктивным. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения указывает на невозможность освоения месторождения без активного воздействия на его продуктивные пласты и без использования методов интенсификации добычи. Это подтверждает опыт разработки эксплуатационного участка левобережной части.
2.5 Геолого-физические критерии применимости различных методов воздействия на Приобском месторождении
Основными геолого-физическими характеристиками Приобского месторождения для оценки применимости различных методов воздействия являются :
глубина продуктивных пластов- 2400-2600 м,
залежи литологически экранированные, естественный режим - упругий
замкнутый,
толщина пластовАС10, АС11 и АС12соответственно до 20,6 , 42,6 и 40,6 м.
начальное пластовое давление- 23,5-25 МПа,
пластовая температура- 88-90°С,
низкая проницаемость коллекторов, средние значения по результатам
исследования керна - по пластам АС10, АС11 и АС 12 соответственно 15,4,
25,8, 2,4 мd
высокая латеральная и вертикальная неоднородность пластов,
плотность пластовой нефти- 780-800 кг/м3,
вязкость пластовой нефти- 1,4-1,6 мПа*с,
давление насыщения нефти 9-11 МПа,
нефть нафтенового ряда, парафинистая и малосмолистая.
Сопоставляя представленные данные с известными критериями эффективного применения методов воздействия на пласт можно отметить, что, даже без детального анализа, из перечисленных выше методов для Приобского месторождения могут быть исключены: тепловые методы и полимерное заводнение (как метод вытеснения нефти из пластов). Тепловые методы применяются для залежей с высоковязкими нефтями и на глубинах до 1500-1700 м. Полимерное заводнение предпочтительно использовать в пластах проницаемостью более 0,1 мкм для вытеснения нефти с вязкостью от 10 до 100 мПа*с и при температуре до 90°С (для более высоких температур применяются дорогостоящие, специальные по составам полимеры).
3. Заводнение пластов
Опыт разработки отечественных и зарубежных месторождений показывает, что заводнение оказывается довольно эффективным методом воздействия на низкопроницаемые коллектора при строгом соблюдении необходимых требований к технологии его осуществления. В
числе основных причин, вызывающих снижение эффективности заводнения низкопроницаемых пластов оказываются:
ухудшение фильтрационных свойств породы за счет:
набухания глинистых составляющих породы при контакте с закачиваемой водой,
засорения коллектора мелкодисперсными механическими примесями, находящимися в закачиваемой воде,
выпадением в пористой среде коллектора осадков солей при химическом взаимодействии нагнетаемой и пластовой воды,
уменьшение охвата пласта заводнением вследствие образования вокруг нагнетательных скважин трещин-разрыва и распространения их в глубь
пласт (для прерывистых пластов, возможно также некоторое увеличения охвата пласта по разрезу),
значительная чувствительность к характеру смачиваемости пород нагнетаемым агентом значительное снижение проницаемости коллектора засчет выпадения парафинов.
Проявление всех этих явлений в низкопроницаемых коллекторах вызывает более существенные последствия, чем в высокопроницаемых породах.
Для устранения влияния на процесс заводнения указанных факторов используются соответствующие технологические решения: оптимальные сетки скважин и технологические режимы эксплуатации скважин, нагнетание в пласты воды необходимого типа и состава, соответствующая ее механическая, химическая и биологическая очистка, а также добавка в воду специальных компонентов.
Для Приобского месторождения заводнение следует рассматривать в качестве основного метода воздействия .
Применение растворов ПАВ на месторождении было отвергнуто, в первую очередь, по причине низкой эффективности этих реагентов в условиях низкопроницаемых коллекторов.
Для Приобского месторождения и щелочное заводнение не может быть рекомендовано по следующим причинам:
- основной из них является преимущественная структурная и слоистая глинистость коллекторов. Глинистые агрегаты представлены каолинитом, хлоритом и гидрослюдой. Взаимодействие щелочи с глинистым материалом может привести не только к набуханию глин, но и к разрушению породы. Щелочной раствор низкой концентрации увеличивает коэффициент набухаемости глин в 1,1-1,3 раза и снижает проницаемости породы в 1,5-2 раза по сравнению с пресной водой , что является критичным для низкопроницаемых коллекторов Приобского месторождения. Применение растворов высокой концентрации (снижающих набухаемость глин) активизирует процесс разрушения породы. Кроме того, глины с высокой способностью к ионному обмену могут отрицательно воздействовать на оторочку щелочного раствора в результате замены натрия на водород.
- сильно развитая неоднородность пласта и большое число пропластков, приводящие к низкому охвату пласта раствором щелочи. Для заводнения нефтяных пластов в Среднем Приобье широко используются подземные воды апт-сеноманского комплекса, сложенного толщей слабосцементированных, рыхлых песков, песчаников, алевролитов и глин уватской, ханты-мансийской и викуловской свит, хорошо выдержанных по площади, довольно однородных в пределах участка. Воды отличаются малой коррозийной способностью из-за отсутствия в них сероводорода и кислорода.
Расчет показателей разработки месторождения при трехрядной схеме расположения скважин.
| Исходные данные Исходные данные | ||||
| | | | | 9 |
| № | Наименование параметра | Еденица | Символ | Значения |
| п/п | | измерения | | |
| 1 | Площадь нефтеносности | М2 | S | 2000*109 |
| 2 | Плотность сетки скв-н | М2/СКВ | Sc | 25*104 |
| 3 | Расстояние м/д линией нагнетания и линией отбора | М | 1 | 500 |
| 4 | Расстояние м/д сквжинами (ширина элемента) | М | b | 500 |
| 5 | Абсолютная проницаемость пласта | М2 | Кабс | 0,17*1012 |
| 6 | Общая толщина пласта | М | ho | 20.6 |
| 7 | Коэффициент охвата | | Кохв | 0.7 |
| 8 | Вязкость нефти в пластовых условиях | Па* с | µH | 1,54*10-3 |
| 9 | Вязкость воды в пластовых условиях | Па* с | µB | 0,36*10-3 |
| 10 | Относительная проницаемость | | | |
| 11 | пласта для нефти | М2 | kn | 0,85 |
| 11 | Относительная проницаемость | | | |
| | пласта для воды | М2 | kн | 0,32 |
| 12 | Толщина пласта, охваченного заводнением | М | h | 14,4 |
| 13 | Пористость пласта | | m | 0,19 |
| 14 | Начальная насыщенность связанной водой | | SCB | 0,1 |
| 15 | Остаточная нефтенасыщенность | | SH OCT | 0,27 |
| 16 | Перепад давлений м/д линиями нагнетания | | | . |
| | и отбора | Па |  Рс | 0,476* 106 |
Месторождение вводится в разработку в течение шести лет. При этом ежегодно разбуривается и вводится в эксплуатацию по 60 элементов
(60 скважин).
Разработка осуществляется при постоянном перепаде междулиниями нагнетания и отбора.
Предполагается, что за весь рассматриваемый период ни один
элемент системы не выбывает из разработки. Требуется рассчитать
изменение в течение 12 лет следующих показателей разработки
месторождения: 1) добычи нефти, обводненности продукции и текущей нефтеотдачи для одного элемента системы разработки;
2) добычи нефти, обводненности продукции и текущей нефтеотдачи для месторождения в целом.
4.1 Методика расчета дебитов нефти и воды в элементе трехрядной системы разработки месторождения при логарифмически нормальном законе распределения абсалютной проницаемости представлена в источнике ((1), задача 3.7).
4.2 Расчет показателей разработки элемента трехрядной системы.
По формуле (13) из (1) определяют проницаемость к* пласта, обводнившегося ко времени t=t*.
Например, при t*=3J5*10 ≈365 сут
Для вычисления дебита нефти и воды необходимо определять значение интеграла
Можно при этом использовать также таблицы интеграла вероятности
помещенные в справочнике (2).
Имеем соотношение:
Обозначим
тогда
Таким образом, обводненность v=v(t) будем вычислять по формуле (21) из ист.(1) преобразованной к виду Приведем к виду, удобному для вычислений, зависимость k*=k*(t) Например, при t= 3,15·107≈365сут k* =2.9·10-12
По таблицам Ф(3,59)=0,99. Отсюда при t=3 515*107с значение vэ=0,005 Результаты вычислений изменения во времени обводненности продукции, а также дебита нефти и воды при постоянном дебите жидкости для элемента
пласта приведены в таблице при ряде значений времени t==t*
| Т , годы | К*, 10-12м2 | X  | Ф(X ) | Vэ(t) | qнэ, м3/сут | qвэ м3/сут | ηэ |
| 1 | 2,9 | 3,59 | 0,99 | 0,005 | 34,83 | 0,17 | 0,138 |
| 2 | 1,46 | 2,5 | 0,9874 | 0,0063 | 34,78 | 0,22 | 0,154 |
| 3 | 0,97 | 1,9 | 0,9426 | 0,029 | 34 | 1,0 | 0,166 |
| 4 | 0,73 | 1,53 | 0,9164 | 0,04 | 33,6 | 1,4 | 0,189 |
| 5 | 0,58 | 1,05 | 0,7062 | 0,147 | 29,8 | 5,2 | 0,193 |
| 6 | 0,49 | 0,9 | 0,6318 | 0,18 | 28,7 | 6,3 | ,0,208 |
| 7 | 0,42 | 0,69 | 0,5098 | 0,24 | 26,6 | 8,4 | 0,224 |
| 8 | 0,37 | 0,45 | 0,3472 | 0,33 | 23,45 | 11,55 | 0,235 |
| 9 | 0,32 | 0,3 | 0,2358 | 0,38 | 21,7 | 13,3 | 0,244 |
| 10 | 0,29 | 0,13 | 0,1034 | 0,45 | 19,25 | 15,75 | 0,258 |
| 11 | 0,26 | -0,02 | -0,016 | 0,5 | 17,5 | 17,5 | 0,262 |
| 12 | 0,24 | -0,15 | -0,1192 | 0,56 | 15,4 | 19,6 | 0,270 |
| | |||||||