WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 ||

· при увеличении постоянной времени релаксации (физически это соответствует уменьшению растворимости цементирующего вещества) из-за меньшей скорости изменения концентрации жидкости (раствора) до достижения равновесной концентрации, при которой прекращается растворение цементирующего вещества, фронт условно «чистой» жидкости, в которой происходит растворение цемента, проходит большее расстояние в поровом канале. Вследствие этого реакция происходит в большем объеме поровых каналов, что приводит к более быстрому изменению порового объема межскважинного пространства (рисунок 4).

· при увеличении коэффициента, характеризующего срыв частиц (физически это соответствует снижению прочностных характеристик на отрыв), поровый объем межскважинного пространства также изменяется быстрее.

1.1.1.1.1.1.1.1.1.5 10 15 20 25 время, лет Рисунок 4. – Динамика относительного порового объема межскважинного пространства в процессе закачки при различных параметрах пласта (скважина №344, пласт Д4) 1 – базовый вариант (зависимость между проницаемостью и пористостью lg(Кпр)=2.0·Кп-1.5; начальная пористость Кп0=18%), 2 – для условия менее растворимого цементирующего вещества (характерное время релаксации ) по сравнению с базовым t2 = 2tвариантом, 3 –для условия менее прочной породы (коэффициент, (3) (2) характеризующий срыв частиц, ) по сравнению с ac = 2ac вариантом 2.

В четвертой главе приведены результаты исследования причин изменения ФЕС коллектора в процессе длительной эксплуатации месторождения заводнением. Приводится методика исследования причин изменения пористости путем математического моделирования и проведения численных экспериментов. Предполагается, что изменение Относительный поровый объем, д.ед пористости носит комплексный характер. Причины изменения включают в себя выпадение солей из-за несоответствия солевого состава закачиваемых и пластовых вод, суффозию механических примесей и кольматацию пласта механическими примесями, содержащимися во флюидах пласта и в закачиваемой воде.

Принято, что процесс водонапорного вытеснения происходит при давлениях в пласте выше давления насыщения нефти газом, то есть в условиях применимости модели «black oil». Приведены уравнения, описывающие фильтрацию двухфазной жидкости. Для решения системы уравнений использовался метод IMPES. Уравнение для давления решалось неявной схемой, для насыщенности – явной.

Приведены основные абсолютные и относительные параметры двумерной модели. Предполагается, что параметры Якушкинского месторождения следующие: длина пласта Lx = 400 м, толщина Lz = 10 м, пористость Кп0(x*,z*)=0.007/((z*-0.6)4+0.06)+0.12, а его абсолютная проницаемость – lg(Кпр(Кп))=26.369·Кп-3.1852, где пористость задается в д.ед., проницаемость в мД. Вследствие кольматации принято, что проницаемость пласта изменяется следующим образом:

Р, где Кп - изменение пористости вследствие Кпр = Кпр(Кп) е-a DКп кольматации, –коэффициент. Соотношение продольной (вдоль x) и ap поперечной (вдоль z) проницаемостей равно КпрX / Кпрz=10.

Соотношение вязкостей нефти и воды. Значения mo mw = 3.упругоемкости воды, нефти, скелета породы соответственно равны:

Па, Па. Начальное Па, bw = 3.7 10-10 bo = 7.410-9 bs = 4.510-пластовое давление p0 = 1.21107 Па, давление на входе в пласт (контур ВНК) – 1.7p0, на выходе из пласта (забой добывающей скважины) – 0.5p0. Значение параметра изотермы массообмена Ленгмюра L = 0.4.

Процесс моделирования вытеснения нефти водой продолжался до достижения предельной обводненности жидкости на выходе из пласта (0.98 д.ед.).

По результатам численных исследований зависимости технологических показателей от коэффициента и коэффициента ap vкр составили диапазон изменения, а м/с, ap =200 400 vкр = (2 9) 10-остальные параметры кг/м4, t = 2000 G= 90, с, as = 0. кг/м3, кг/м3, кг/м3, кг/м3.

c01 = 0.15 c02 = 0.05 a01 = 20 a02 = На рисунке 5 приведены зависимости технологических показателей от коэффициентов,, и, G.

ap vкр as Рисунок 5. Зависимость технологических показателей от параметров, и коэффициентов, G.

ap vкр as Продолжение рисунка Диапазон изменения параметра кг/м4, а параметра as = 0.1 0.G 50 110, м/с, остальные параметры как для = с, ap =350 vкр = 810-рисунка 4. Значения КИН и относительного порового объема соответствуют моментам времени, когда обводненность добывающей скважины достигает 98%.

Анализ рисунков показывает, что увеличение значения критической скорости отрыва частиц приводит к уменьшению КИН и времени работы скважины, уменьшению относительного порового объема. С увеличением коэффициентов и происходит a as p уменьшение КИН, относительного порового объема и времени достижения предельной обводненности 98%, при которой происходит отключение скважины.

В качестве примера рассмотрено влияние описанных выше процессов на выработку запасов нефти в районе скважины Якушкинского месторождения.

Приведем основные абсолютные и относительные параметры модели. По скважине №115 принято, что длина пласта Lx = 512 м, толщина Lz = 9 м. По аппроксимации точечных данных получено следующее выражение для пористости от безразмерной координаты z* :

47.133(z*)6 - 147.58(z*)5 + 176.29(z*)4 - 101.27(z*)3 + 28.695(z*) Кп(z*) = 3.3775 z* + 0.2411, z* 0.198;

338.18(z* )3 - 124.62(z*)2 +13.811 z* - 0.3288, z* < 0.198.

Абсолютная проницаемость –, lg Kпр(Кп) = 18.597 Кп -1.( ) где пористость задается в д.ед., проницаемость в мД. Вследствие кольматации принято, что проницаемость пласта изменяется следующим образом:, где – Kпр = Kпр(Кп) exp(-ap DКп) DКп изменение пористости вследствие кольматации, – коэффициент.

a p Соотношение продольной (вдоль x) и поперечной (вдоль z) проницаемостей. Соотношение вязкостей нефти и Kпрx Kпрz = воды. Значения упругоемкости воды, нефти, скелета mo mw = 12.породы соответственно равны: Па, Па, bw = 3.7 10-10 bo = 7.410-Па. Начальное пластовое давление p0 = 0.86107 Па, bs = 4.510-давление на входе в пласт (контур ВНК) – 2.3p0, на выходе из пласта (забой добывающей скважины) – 0.8p0. Значение параметра изотермы массообмена Ленгмюра L = 0.4. Процесс моделирования вытеснения нефти водой продолжался до достижения предельной обводненности жидкости на выходе из пласта (0.98 д.ед.).

Анализ численных исследований показывает, что по сравнению с базовым вариантом, когда отсутствуют процессы выпадения солей, кольматации и суффозии (при этом КИН достигает 0.326 д.ед., время достижения обводненности 98 % – 987.8 суток, относительный поровый объем 1.012 из-за упругих свойств пласта), когда закачивается пластовая вода без мехпримесей. При несоответствии солевого состава закачиваемой воды с пластовой или содержании в закачиваемой воде мехпримесей и протеканием процесса суффозии, кольматации и переноса частиц породы, происходит снижение КИН. Так, например, увеличение значения критической скорости отрыва частиц приводит к уменьшению КИН и времени работы скважины, уменьшению относительного порового объема. С увеличением коэффициентов и a p происходит уменьшение КИН, относительного порового объема и as времени достижения предельной обводненности 98%, при которой происходит отключение добывающей скважины, локализация и отсечение извлекаемых запасов нефти в объеме 9800 т. нефти, что составляет от активных остаточных запасов -5,8%.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. На основе проведенного в работе анализа литературного и промыслового материала и их обобщения по оценке техногенных воздействий на поровое пространство нефтенасыщенных коллекторов выполнена классификация изменений фильтрационно–емкостных свойств коллектора с разделением по признакам их протекания на обратимые и необратимые.

2. Однозначно наличия необратимых деформаций коллектора в межскважинном пространстве от техногенного воздействия на пласт, в частности, на изменение и восстановление значений пористости и проницаемости не установлено.

3. Предложено, что путем совершенствования методических основ интерпретации ГИС, обработки кернового материала и прямых экспериментальных исследований по добывающим и нагнетательным скважинам выявление необратимых деформаций и нарушение порового пространства от техногенного воздействия возможны, но они могут быть определены на данный момент времени с какой-то допускаемой достоверностью.

4. Для установления связи между пористостью и проницаемостью предложена методика обработки кернового материала с использованием корреляции с прямой наилучшего приближения и усреднения.

5. Разработана методика расчета зависимости «пористостьпроницаемость» по параметрам керна с использованием триангуляции Делани и среднестатистического значения площади областей Вороного для автоматизированного удаления «выбросов» выборки и установлена закономерность связи «пористость-проницаемость» по величине допускаемой погрешности.

6. Изучено на базе одномерной модели изменение пористости коллектора, состоящего из двух компонент: растворимой (межзерновый цемент) и нерастворимой (зерна породы) от объема и длительности прокачки вытесняющего агента в нагнетательную скважину.

· При увеличении постоянной времени релаксации (то есть при уменьшении растворимости цементирующего вещества) из-за меньшей скорости изменения концентрации раствора до достижения равновесной концентрации, при которой прекращается растворение цементирующего вещества, фронт условно «чистой» жидкости, в которой происходит растворение цемента, проходит большее расстояние в поровом каналах, что приводит к более быстрому изменению порового объема межскважинного пространства.

· При увеличении коэффициента, характеризующего срыв частиц (то есть при снижении прочностных характеристик на отрыв), поровый объем межскважинного пространства также изменяется быстрее.

7. На базе двумерной модели исследована динамика изменения пористости при закачке вытесняющего агента с минерализацией и составом, отличающимся от пластовой воды, с учетом процесса выпадения солей, кольматации, суффозии и их влияния на КИН.

8. По результатам численных исследований на примере данных по скв. № 515 Якушкинского месторождения показано изменение КИН от техногенного воздействия на пласт, вызванного переносом частиц породы пласта, кольматации, суффозии и сорбции, установлено снижение КИН на 5-10% от абсолютной его величины, что может привести к локализации и отсечению остаточных извлекаемых запасов в объеме 9800 т. нефти.

9. Разработанные методические приемы по оценке последствий техногенного воздействия на пласт, вызывающих изменение пористости и проницаемости, переданы для внедрения ОАО «Самаранефтегаз» в виде каталога с целью использования в промысловых условиях.

Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях 1. Шашель А.Г., Папухин С.П., Чеканов В.В., Александров А.А., Даниелян Б.З. Влияние геологических особенностей разреза на успешность поискового бурения на нефть в Самарском Поволжье // Современные проблемы геологии нефти и газа. – М.:Научный мир, 2001. – 372 с.

2. Монтлевич В.М., Суровиков Е.Я., Пригода Н.Н., Папухин С.П.

Факторы и количественная оценка рисков геологоразведочных работ // Известия Самарского научного центра Российской академии наук/Специальный выпуск «ПРОБЛЕМЫ НЕФТИ И ГАЗА», - Самарский научный центр Российской академии наук, 2002. – С.59-64.

3. Шашель А.Г., Папухин С.П., Даниелян Б.З, Марченкова Л.А., Поляков В.А., Колесников В.А. О новых перспективных направлениях поисков нефти на Жигулевско-Пугачевском своде // Недра Поволжья и Прикаспия. – 2002.- Выпуск 30, №4. – С.32-37.

4. Шашель А.Г., Папухин С.П., Марченкова Л.А., Даниелян Б.З, Колесников В.А., Хлуднев В.Ф. Разрывная тектоника Самарского Поволжья, геодинамическая обстановка ее формирования и нефтегазоносность // Недра Поволжья и Прикаспия. – 2002.- Выпуск 31, №4. – С.10-21.

5. Папухин С.П., Шпан В.Я., Поливанов С.А., Сарваретдинов Р.Г., Мустаева Э.Р. Методика построения структурной карты с учетом врезов // НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ – 2006.- №11. – C.21-23.

6. Папухин С.П., Шпан В.Я., Поливанов С.А., Гильманова Р.Х., Воронцова Н.А. Влияние гипсообразования на геологические объекты и запасы при заводнении коллекторов Якушкинского месторождения // НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ – 2006.- №11. –С.41-45.

7. Обиход А.П., Папухин С.П., Пакшаев А.А., Сагитов Д.К., Поливанов С.А. Основные направления повышения эффективности разработки эксплуатационных объектов Якушкинского месторождения // НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ – 2007.- №8. –С.29-37.

8. Папухин С.П. Динамика изменения фактической продуктивности добывающих скважин на завершающей стадии разработки // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», М.:ВНИИОЭНГ – 2007.№12. –С.20-22.

9. Папухин С.П., Владимиров И.В., Сарваретдинов Р.Г. Метод определения фактического коэффициента вытеснения по данным эксплуатации залежей нефти // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», М.:ВНИИОЭНГ – 2007.- №.12 –С.25-30.

10. Папухин С.П., Сарваретдинов Р.Г., Мельников М.Н.

Pages:     | 1 | 2 ||






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»