Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование влияния техногенного воздействия на структуру порового пространства, фильтрационно-емкостные свойства нефтенасыщенных коллекторов и КИН

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование влияния техногенного воздействия на структуру порового пространства, фильтрационно-емкостные свойства нефтенасыщенных коллекторов и КИН"

На пр авах рукописи

УДК 622 276 031

ПАПУХИН СЕРГЕЙ ПЕТРОВИЧ

ООЗ16464

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ТЕХНОГЕННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА СТРУКТУРУ НОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА, ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ И КИН

Специальность 25 00 17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 8 ФЕВ 2008

Уфа-2008

Рабе га выполнена в ООО Научно-производственное объединение "Нефтегазтехнология'% г. Уфа

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

- кандидат технических наук Сарваретдинов Рашит Гасымович

- доктор геолого-минералогических наук, профессор

Хайрединов Нил Шахиджанович

- кандидат технических наук Мукминов Искандер Раисович

ООО "РН-УфаНШШнефть"

Защита диссертации состоится 14 марта 2008 г в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 222 002 01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ТУП «ИПТЭР»), по адрес} 450055, г Уфа, пр Октября, ДЛ44/3

С дищергацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ «Институт проблем транспорта энершресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР»)

Автореферат разослан 8 февраля 2008 г

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук

оУШ-,------Худякова Л П

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Изменения свойств коллектора и пластовых флюидов в результате разработки нефтяных месторождений, в особенности для объектов, находящихся в длительной и поздней стадии разработки, достаточно полно изучены и освещены в научно-технической литературе. Они вызваны изменением ФЕС пористой среды под воздействием различных термодинамических процессов, связанных с применением химических реагентов в различных технологических схемах, закачкой пресных и сточных вод, с нестационарностью изменения давления в пористых средах Так наибольшее влияние на характеристику ФЕС могут оказывать нарушение равновесия минерального состава вод , отложение солей в порах, набухание глинистых включений, размыв и перенос цемента и зерен коллектора фильтруемой жидкостью, изменение температуры пласта при закачке холодной воды, разгазирование нефти, химические реакции и др. Исследование и оценка данных негативных явлений представляет значительную актуальность, так как термодинамические процессы, происходящие на единичных месторождениях, индивидуальны и существенно влияют на состояние разработки, хотя они имеют общую закономерность их возникновения в отдельных направлениях техногенного воздействия и для других месторождений, разделенных по признакам их протекания на обратимые и необратимые. Наибольшее влияние на характеристики ФЕС оказывают изменение температуры и давления в пласте, приводящее к нарушению термодинамического равновесия насыщающих коллекторов флюидами, в результате которого происходит выпадение твердой фазы, асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО) из нефти, усиливаются процессы переноса данных частиц, способствуют протеканию сорбции, суффозии Обобщая все виды техногенных изменений ФЕС, отметим, что они напрямую связаны с изменением коэффициента извлечения нефти (КИН), влиянием на численные значения остаточных запасов нефти и эффективность доразработки нефтяного месторождения

Цель работы. Исследование влияния техногенного воздействия на структуру порового пространства, фильтрационно-емкостные свойства нефтенасыщенных коллекторов и на коэффициент извлечения нефти

Основные задачи исследований.

1 Общая характеристика техногенных воздействий на поровое пространство

2 Выбор объекта исследования и оценка состояния информативности базы ГИС, ГДИС, петрофизических характеристик коллекторов по ОАО «Самаранефтегаз»

3. Классификация изменения филырадионно-емкосгных свойств от техногенного воздействия

4 Анализ зависимости между пористостью и проницаемостью коллектора для нефтяных месторождений ОАО «Самаранефтегаз»

5 Обоснование выбора методик построения петрофизической зависимости между пористостью и проницаемостью

6 Разработка математической модели и группирование зависимости «Кпр-Кп» подвергнутого и не подвергнутого техногенному воздействию коллектора

7 Исследование влияния техногенного воздействия на поровое пространство. фильтрационно-емкостные характеристики нефтенасьпценного коллектора и КИН

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач осуществляется путем теоретических исследований и результатов обработки и обобщения статистической информации по промысловым данным, лабораторных исследований керна, ГИС, ГДМС Для обработки статистических данных использовались методы математической статистики. Для исследования нестационарных процессов, вызванных техногенным воздействием на пласт, использовались детерминированные математические модели фильтрации многофазной жидкости

Научная новизна выполняемой работы.

1 Проведена классификация изменений фильтрационно-емкостных свойств коллектора от техногенного воздействия с разделением по признакам их протекания на обратимые и необратимые изменения порового пространства

2 Предложена методика установления связи между пористостью и проницаемостью с использованием корреляции с прямой наилучшего приближения, усреднения данных перед расчетом уравнения регрессии и ранжирования данных для коллекторов с незначительным изменением характеристик от воздействия техногенных эффектов

3. Разработана методика расчета зависимости «пористость-проницаемость» по параметрам керна с использованием триангуляции Дедани и среднестатистического значения площади областей Вороного для автоматизированного згдаления «выбросав» выборки и установлена закономерность связи «пористость-проницаемость» по величине допускаемой погрешности

4 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

5. 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 влияние на КИН.

Основные защищаемые положения.

1 Классификация изменений фильтрационно-емкостных свойств коллектора от техногенного воздействия с разделением по признакам их протекания на обратимые и не обратимые.

2 Методика расчета зависимости «пористость-проницаемость» по параметрам керна пласта, условно не подвергшегося или с малым техногенным воздействием

3 Одномерная и двумерная модели динамики изменения пористости от техногенного воздействия на поровое пространство.

Практическая ценность и реализация работы.

1. Разработаны и реализованы методические положения по расчету зависимости «пористость-проницаемость» по параметрам керна и ГИС, которые использованы при выполнении проекта разработки Михайловско-Коханского (2006г ), Якушкинекого (2007г), Обошинского месторождений, а также при составлении каталога «Разработка каталога и стандарта по интерпретации ГИС с формированием алгоритмов определения параметров продуктивных пластов нефтяных месторождений ОАО «Самаранефгегаз», Самара, 2007г

2. Предложена новая методика расчета изменения ФЕС от техногенного воздействия на пласт, учитывающая процесс выпадения солей, кольматацию, суффозию при закачке вытесняющего агента (вода) с минерализацией и составом отличающимся от пластовой воды, а также влияние изменения ФЕС на КИН, которая передана в подразделения ОАО «Самаранефгегаз» для использования в промысловых условиях Апробация работы. Основные положения и результаты

диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г Уфа, 2004-2007 гг), на заседаниях научно-технического совета института «СамараНИПИнефть» (г Самара, 1999 -2007 гг), на научно-технических советах ОАО «Самаранефгегаз» (г Самара, 1999-2007 гг.), в нефтяной компании «ЮКОС» (г. Москва, 2002-2007 гг.), на заседаниях ГКЗ РФ (г Москва, 2000-2007 гг)

Публикация результатов и личный вклад автора. По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ, в том числе в изданиях, входящих в перечень ВАК РФ, одна из которых выполнена самостоятельно В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов.

Структура и объем работ. Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендации, табличных приложений и списка литературы из 108 наименований. Работа изложена на 112 страницах, в том числе содержит 3 таблицы. 54 рисунка

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю, к.т.н Сарваретдинову Р Г, а также д т н Владимирову И В , кф -м н Ахмад\ллину Ф Г, к.ф -м н Хафизову Р М за помощь и полезные советы, высказанные в процессе выполнения диссертационной работы

Краткое содержание работы.

Во введении обоснована актуальность, сформулированы основные задачи и цель исследования, приведены научная новизна, основные защищаемые положения к практическая ценность работы

Первая глава посвящена характеристике техногенных воздействий на поровое пространство нефтенасынхенных коллекторов Изменение свойств коллектора, прежде всего, пористости и проницаемости в процессе разработки нефтяных залежей и происходящие при этом явления достаточно хорошо освещены в научной и научно-технической литературе, например, в трудах Андреева В Е., Горбунова А Т, Губанова Б Ф, Денк С О, Дияшева Р Н, Жданова С. А, Латыпова А.Р. Лубочкова Е А. Муслнмова Р X, Патрашева А Н, Телина А Г, Тропова В П, Хавкина А Я , Хайредннова НIII. Хасанева ММ, Хисамутдинова НИ. Шехтмана ЮМ и др Однако среди многообразия научных исследований нет трудов, предлагающих систематизированное знание о процессах техногенного воздействия и изменения свойств порового пространства кефтенасыщенных коллекторов.

Отмечено, что изменение фильтрационно-емкосгных свойств пористой среды при воздействии различными термодинамическими полями (в частности, в результате заводнения с добавкой различных химических агентов) приводит к практически важным последствиям Наиболее ярко проявляемым процессом является снижение (повышение) начального пластового давления в результате работы добывающих и нагнетательных скважин

К изменению ФЕС могут привести нарушение равновесия минерального состава вод (отложение солей в пористой среде, набухание глинистых включений, размыв и перенос цемента и зерен

коллектора и др.), изменение температуры пласта (при закачке холодной воды, разгазировании нефти, химических реакциях, при тепловом воздействии на коллектор).

Исследование и оценка данных фактов особенно важны для разработки неоднородных многопластовых месторождений нефти и газа, находящихся в поздней стадии. Для большинства таких месторождений разработка начиналась с весьма высокими темпами разбуривания и добычи нефти. При этом система поддержания пластового давления (ППД) вводилась через несколько лет, а иногда и десятилетий с момента массового разбуривания месторождения. В результате происходило существенное снижение начального пластового давления. После ввода системы ППД снижение пластового давления в малопроницаемых слоях (пластах) многопластовых объектов продолжалось и далее, поскольку при совместной с высокопроницаемыми пластами закачке воды они под нагнетание не осваивались. При разукрупнении объектов и выделении низкопроницаемых пластов в отдельные объекты удавалось активизировать добычу нефти из них, однако при этом возникали новые проблемы, в частности, при освоении их под закачку и эксплуатации.

Изменение пластового давления приводило к изменению внутрипорового давления и, как результат этого, к изменению эффективного давления на породу. Это в свою очередь изменяло ФЕС коллектора, причем восстановление начального пластового давления не сопровождалось полным восстановлением первоначальных параметров ФЕС. Таким образом, налицо необратимые упругие и неупругие (пластичные) деформации коллектора (рисунок 1).

| Техногенное изменение ФЕС |

Обратимые

X

Упругая деформация

коллектора в результате изменения _давления

Упругая деформация

коллектора в результате изменения температуры

Изменение "Г

Необратимые

П

необратимое затекание]

Изменение гетсугупы!

образование и рост

переупаковка зерен

скольжение части массива с образованием поверхности обрушения

Необратимые термоупругие явления

Изменение состава фильтрующихся флюидов ^ I

Физико-химические и химические процессы

I

Процессы переноса, сорбции, суффозии и другие

Рисунок 1 Классификация изменений ФЕС от техногенного воздействия

на коллектор.

В связи с этим автором предложено следующее схематическое разбиение процессов, происходящих в пласте в результате техногенного воздействия (рисунок 1). Все процессы разделены на две основные группы, обратимые - это процессы, по истечении действия которых свойства норового пространства полностью восстанавливаются, и необратимые - приводящие к необратимым изменениям норового пространства.

Далее рассматриваются конкретные явления, приводящие к деформации и изменению ФЕС Все указанные процессы могут происходить как одновременно, так и по отдельности Так, например, процессы упругой деформации предшествуют неупругим Изменения температуры и давления приводят к нарушению термодинамического равновесия насыщающих коллектор флюидов и, как результат, к выпадению твердой фазы из нефти, процессам переноса часшц данной фазы, сорбции, суффозии, что в свою очередь изменяет ФЕС коллектора.

Приведены экспериментальные данные и промысловые наблюдения изменения ФЕС коллектора в процессе разработки нефтяных месторождений, в результате чего сделан вывод, что в большей степени техногенное воздействие оказывает влияние на изменение свойств коллектора за счет химических реакций от нарушения термодинамического равновесия, кольматации, суффозии и сорбции

Во второй главе приведен анализ, исследование и выбор методик построения негрофгоической зависимости между пористостью (Кп) и проницаемостью (Кпр) В соответствии с главой 1 для продолжения дальнейших исследований влияния техногенного воздействия на пласт, в частности, на пористость (Кп) и проницаемость (Кпр), оценена информативность исходной базы данных но ОАО «Самаранефгегаз».

Обеспеченность информационной базой по характеристике коллекторов и залежей позволяет при определенной достоверности информации проводить анализ текущего состояния выработки нефгенаеыщенных коллекторов и залежей нефти Была проведена оценка состояния информативности месторождений ОАО «Самаранефгегаз». приуроченных к пяти крупным тектоническим элементам I порядка в пределах Самарской области Южно-Татарский свод, Мелекееская вяадина, Сокскзя седловина, Жигулевско-Пугачевский свод, Бузулукская впадина

База данных коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности коллекторов, определенных по данным керна (база ОАО «Самаранефгегаз») содержит 52889 лабораторных образцов Были

изучены данные керна, опробования и геофизических исследований скважин по 884 пласто-месторождениям.

Далее выполнено обоснование и совершенствование методик расчета зависимостей Кп и Кпр методом корреляции с прямой наилучшего приближения, усреднения исходных данных и ранжирования. Были рассмотрены методические приемы, использованные для установления зависимости между пористостью (Кп) и проницаемостью (Кпр) коллектора, «условно» не подвергнутого техногенному воздействию.

Анализ керна позволяет получить зависимости между открытой пористостью и поровой проницаемостью Бели в терригенных коллекторах поровая проницаемость (проницаемость пор) составляет большую часть полной проницаемости, то в карбонатных коллекторах поровая проницаемость (проницаемость матрицы) очень мала по сравнению с трещинной проницаемостью, задача определения которой по данным ГИС в настоящее время еще не решена

Граничные значения проницаемости для терригенных коллекторов и карбонатного верея как объектов исследования принимаются равными 0 001-0 002 мкм2, а для карбонатных коллекторов среднего карбона и девона изменяются от 0 0001 до 0.0005 мкм2 Максимальные значения проницаемости в терригенных коллекторах редко превышают 1-10 мкм2 Пористость в коллекторах изменяется от 5-6% до 20-25 (в карбонатах) и от 8-12% до 20-30% (в терригенных отложениях).

На практике обычно решают регрессионную задачу, принимая, что «проницаемость зависит от пористости» или «пористость зависит от проницаемости». Более правильно говорить о том, что «имеется корреляционная зависимость между пористостью и проницаемостью». То есть в данном случае имеет место не регрессионная задача, а корреляционная

Для решения этой корреляционной задачи и определения оптимального метода построения корреляционной зависимости в условиях облака исходных данных рассмотрено три метода

• метод корреляция с прямой наилучшего приближения;

• метод корреляции с усреднением исходных данных;

• метод ранжирования данных

Метод корреляции с прямой наилучшего приближения (метод 1)

В задаче прямолинейной регрессии, решаемой методом наименьших квадратов (МНК) (обозначая lg(Kn) как Г, а Кп через X), коэффициенты уравнения прямой (Y=AY+Br*X) находятся таким

образом, чтобы минимизировать сумму квадратов отклонений по «направлению У». В то же время есть еще одна регрессионная прямая (с уравнением X=Ax+Bx*Y). которая, наоборот, минимизирует квадраты отклонений по «направлению X». Обе эти прямые проходят через цеюр исходных данных (точку с координатами {Хер. Yep}). Прямая наилучшего приближения также проходит через эту точку в направлении наибольшей вытянутости облака данных и имеет угол наклона, средний между углами наклона регрессионных прямых.

Однако этот метод имеет и недостатки, так как использует только линейное уравнение вида Y=A+B*X. Метод корреляции с усреднением исходных данных (метод 2}

Использование данного метода возможно при наличии густого облака исходных данных, когда каждому значению X соответствует несколько значений Y и, наоборот, каждому значению Y соответствует несколько значений X. Цель метода - уменьшение облака данных (рисунок 2).

Ф Исходные данные : ~Осредненные по ординате данные для прямой Уср=ф() ! : Регрессионная прямая У='(Х) : —Корреляционная прямая

: —¿—Осредненные по абсциссе данные для прямой Хср=^У) | | "-»^—Регрессионная прямая Х=!(У)______I

Рисунок 2 - Зависимость Кпр-Кп полученная по керну горизонта Б2 Горбуновского месторождения по методу корреляции с усреднением исходных данных для степенного уравнения Метод аналогичен предыдущему. Отличие состоит в том, что перед расчетом уравнений регрессии проводится усреднение данных. Метод ранжирования данных (метод 3)

Априорно известно, что корреляционная зависимость между пористостью и проницаемостью представляет собой монотонно

возрастающую функцию. Коллекторы с малой пористостью характеризуются, в основном, низкой проницаемостью, в то время как высокопористые коллекторы имеют большую проницаемость. В связи с этим в данном случае решение задачи корреляции возможно с применением теории порядковых статистик, в частности, методом ранжирования данных.

В монотонно возрастающей функции для точных значений У должны выполняться условия

У/> Yi,ecJmXj>Xi. (1)

Однако наличие ошибок измерения часто приводит к нарушению этого условия для замеров У/. Справедливость этого условия можно восстановить, если исходную выборку {Хг, У/} заменить на выборку 5>Л7, гУ/} где {/X/} и {гУг} - многомерные векторы, полученные путем ранжирования координат векторов {X/} и {У/}, или путем перестановки величин X/ и Уг в порядке их возрастания.

—-----г— , -- —1- 1_д(Кпр) = 6.8622 * 1_д(Кп) + 4.7616 г-,2 „

гс - • ♦ ► ♦ щ л

,2 -1 ,1 ■с ,9 -С ♦ . ♦ *м ф/2 .7 1 -с

♦ ♦ *

♦

Г ♦ ♦

ш ♦

♦ Исходные данные ■ » Ранжированные данные Корреляционная прямая 1-9 (Кп), Д.(

1,000 0,500 0,000 -0,500 -1,000 -1,500 -2,000 -2,500 -3,000

Рисунок 3 - Зависимость Кттр-Кп полученная по керну горизонта Б2 Горбуновского месторождения по методу ранжирования данных для степенного уравнения Графически замена выборки {Хг, У/} на {гХг, гУ;} сводится к тому, что все пары точек {X/, У/} и У/} которые лежат

«неправильно» (или нарушают условие монотонности), будут переставлены так, что они обменяются значениями координаты X, оставив неизменными значения координаты У. При этом «новые» точки

{гХг, гУг> будут более близки к Линии У=/(Ал чем исходные точки {XI, Щ '

Преимущества штада ранжирования данных (рисунок л)

1) Метод малочувствителен к объему выборки исходных д анных;

2) При нарушении плавности ранжированной линии на ее концах возможна отбраковка этих точек при построении уравнения зависимости

3) Метод прост в реализации и имеет наглядный графический результат

Как альтернативный вариант построения зависимостей Кпр=£(Кп) для нефтяных месторождений Самарской области, предложен метод с анализом исходной базы керна по распределению площади областей Вороного

По некоторым месторождениям разброс массива данных «пористость-проницаемость» был значительным, поэтому для автоматизированного удаления «выбросов» применялась специальная методика Данная методика заключалась в следующей последовательности операций

• строилось поле значений пористость-логарифм проницаемости для группы исследованных образцов керна, по данном} набору точек проводилось построение триангуляции Делани,

• для каждой точки на плоскости (Кя,1§(Кп)), являющейся вершиной треугольников Делани, определялась соответствующая область Вороного.

• определялась площадь области Вороного и строилась гистограмма распределения значений площадей областей Вороного,

» определялось среднестатистическое значение площадей областей Вороного дт данной выборки, и те значения, которые многократно превосходили его. отсеивались,

• по оставшимся данным строились зависимости и определялись закономерности связи значений «пористость-проницаемость» По описанной выше методике были построены зависимости для

данных исследований керна башкирского яруса месторождений нефти Самарской области и определены закономерности связи «пористость-проницаемость»

Как показали дальнейшие исследования и анализ методических основ, наибольшей достоверностью обладает метод ранжирования данных Но для крупных массивов метод с использованием областей Вороного обладает наименьшей трудоемкостью

В третьей главе рассмотрено влияние на структуру порового пространства процессов переноса, сорбции, суффозии и продуктов

химических реакций. Дано теоретическое описание изменения порового пространства Принято, что фильтрация «растворов» в горных породах сопровождается сложными процессами их физико-химического взаимодействия, результатом которых является

• поглощение компонентов раствора твердой фазой (сорбция):

• его обогащение (десорбция) за счет материала твердой фазы,

• отложение на стенках пор твердых взвешенных частиц (ТВЧ) (кольматация),

• отрыв частиц скелета пласта потоком жидкости (механическая суффозия)

Процессы диффузии и массообмена рассматриваются для изотермических условий, так как не затрагиваются явления, сопровождающиеся тепловыделением и теплоотдачей

Для изучения механизма техногенного воздействия рассмотрены уравнения фильтрации и уравнения диффузии, кинетики массообмена

Для больших значений давления р обычно используется теория нелинейно-упругого режима фильтрации, где параметры жидкости и среды (плотность и пористость) связаны с давлением в жидкости экспоненциальной зависимостью Однако даже при значительных нагрузках на пласт (фиктивное давление до 100 ат) опытные данные достаточно точно аппроксимируются линейными зависимостями

При этом по аналогии с АН Павловым принята следующая классификация изменения химико-физико-механического состава пластовой массы породы по отдельным фазам

а) Химическая суффозия - вымывание растворимых содей,

б) Коллоидальная суффозия - вымывание части грунта с разрушением микроагрегатов коагулированных глинистых частиц,

в) Механическая суффозия - вымывание мелких частиц грунта из пор более крупных частиц,

г) Суффозия массы - вынос или выпор всей массы грунта Хотя в ряде случаев некоторые исследователи не оговаривают,

какую суффозию они изучают, в этом случае результаты их исследований следует отнести к внутренней суффозии Внешняя суффозия проявляется лишь в условиях отсутствия фильтрационного выпора на контакте двух слоев породы, что не всегда имеет место в пластовых условиях нефтяного месторождения

Рассматриваемая задача в данной работе сформулирована следующим образом. Через пористую среду течет жидкость, содержащая взвешенные твердые частицы Требуется определил» изменение объемной концентрации 5(хЛ) твердых частиц в жидкости и

насыщенность ^(хЛ) порового пространства незащемленными частицами в процессе фильтрации.

Для решения сформулированной выше задачи была составлена система уравнений, которой удовлетворяют искомые функции 5(х,г) и

Для составления второго уравнения строится модель явления, основывающаяся на той или иной гипотезе

Для случая кольматации пород принята одна из следующих

гипотез

1) Частица взвеси при движении не сталкивается с другими частицами; а будучи задержанной пористой средой, больше потоком не увлекается Такое предположение может быть верным при малоконцентрированных суспензиях и больших размерах поровых каналов по сравнению с размерами частиц взвеси. Последнее условие если и удовлетворяется в начале процесса, то к концу, когда поровый канал закольматаруется, может и не удовлетворяться Для этой гипотезы получено уравнение в виде

д$/а = АЗ(1-С) (2)

2) Частица взвеси попеременно осаждается и срывается, или, попав в фильтрационный поток, она продвинется на некоторый отрезок пути, затем задержится или осядет, вновь двинется и сделает следующую пробежку, снова задержится и тд При подобной гипотезе получаем второе уравнение в виде

= О)

где Ах и А2 - коэффициента, характеризующие осаждение и срыв частиц.

Для случая суффозии, происходящей под воздействием фильтрационного потока, движущегося со скоростями, большими критических, если так же принять, что частица попеременно срывается и осаждается (вторая гипотеза), второе уравнение будет иметь вид (3) Уравнение (3) может быть также получено и из других соображений.

Система уравнений может быть приведена к одному уравнению телеграфного типа, которое может быть решено известными методами при соответствующих начальных и граничных условиях для функций б(х,0 и £(х,0, как в случае суффозии, так и в случае кольматажа.

В качестве примера выполнен расчет динамики изменения пористости скелета пласта для нагнетательной скважины №304 (пласт Б2) Губинского месторождения, нагнетательных скважин № 46 (пласт Д2), №344 (пласты ДЗ и Д4) Михайловско-Коханского месторождения Предполагалось, что давление на скважинах постоянно Зависимости между пористостью и проницаемостью, начальные значения пористости

и максимальная длительность закачки I приведены в таблице 1 Численный эксперимент показал, что увеличение пористости пласта происходит быстрее в районе скважин с более высокой проницаемостью пласта

Таблица 1

Скважина, месторождение Пласт Кпр= Кпр(Кп) Кпо> % t, лет

1 304, Губинское Б2 Кпр)=15.808-Кп -3 3096 15 8 15

2 46, Михайловско-Коханское Д2 Кпр)=10.564 Кп т2 6176 99 25

3 344, Михайловско-Коханское дз ¡ё(Кпр)=9 7468 Кп -2 4342 14 5 23

4 344, Михайловско-Коханское Д4 1§{Кпр)=7 6471 Кп -2 2328 16 25

Далее была рассмотрена динамика изменения пористости пласта в районе нагнетательной скважины №> 344 (пласт Д4) Миханловско-Коханского месторождения Закачка вытесняющего агента в скважину производилась с 1973 по 1997 гг Начальная пористость пласта равна 16 % Зависимость проницаемости от пористости имеет вид 1%(Кпр)=7 6471 Кп-2.2328. где Кп - пористость (дед), Кпр -проницаемость (Д) На протяжении периода эксплуатации в шшсте поддерживался средний градиент давления 3 5 - Ш4 Па/м С помощью построенной выше модели найдены измененные пористости пласта, возникшие в результате работы нагнетательной скважины Относительный межскважинный поровый о&ьем определен как С« - где - текущий поровый объем межскважинного

пространства, у^ - начальный поровый объем межскважинного пространства

Численный эксперимент показал, что в пласте с большей проницаемостью скорость изменения пористости и, соответственно, объема норового пространства выше

В результате численных исследований при моделировании работы пластов с различивши характеристиками получены следующие результаты

« 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 (рису нок 4). • при увеличении коэффициента, характеризующего срыв частиц (физически это соответствует снижению прочностных характеристик на отрыв), поровый объем межскважинного пространства также изменяется быстрее.

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 /£(Кпр)=2.0-Кп-1.5\ начальная пористость Ял(г=18%), 2 - для условия менее растворимого цементирующего вещества (характерное время релаксации т2 = 2-г1) по сравнению с базовым

вариантом,

3 -для условия менее прочной породы (коэффициент, характеризующий срыв частиц, = 2 • ас(2)) по сравнению с 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

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 ой» Приведены уравнения, описывающие фильтрацию двухфазной жидкости Для решения системы уравнений использовался метод 1MPES 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 L- == 10 м, пористость Kn/x',z'j^Q.007/rrz'-0.6/^0 06)+012, а его абсолютная проницаемость - lg(Knp(Kn))=26 369 Кп-3 1852. где пористость задается в дед. проницаемость в мД Вследствие кольматации принято, что проницаемость пласта изменяется следующим образом. Кпр - Кпр(Кп) ■ е"%лйя, где йКп - изменение пористости вследствие кольматации, ар -коэффициент Соотношение продольной (вдоль -г) и

поперечной (вдоль г) пронинаемостей равно Кпрх Кпрг=10 Соотношение вязкостен нефти и воды ^//^ = 3 5 Значения упрутоемкости воды, нефти, скелета породы соответственно равны Д, = 3 7 40"10 Па, Д, = 7.4 1<Г* Па, Д = 4 5 - КГ10 Па Начальное

пластовое давление р0 = 1 21-Ю7 Па, давление на входе в пласт (контур ВНК) - 1 7р& на выходе из пласта (забой добывающей скважины) -0 5р0 Значение параметра изотермы маесообмена Ленгмюра is 0 4 Процесс моделирования вытеснения нефти водой продолжался до достижения предельной обводненности жидкости на выходе из пласта (О 98 д.ед )

По результатам численных исследований зависимости технологических показателей от коэффициента «0 и коэффициента

составили диапазон изменения ар =200-400, а =(24-9)-10"° м/с, остальные параметры а, = 0 2 кг/м4, т = 2000 с. Г-90, С(п=0 15 кг/м3, с02 = 0 05 кг/м3. аог = 20 кг/м3, а02 = 30 кг/м3

На рисунке 5 приведены зависимости технологических показателей от коэффициентов. ap,vw и as, Г

200

200

6е-6

7е-6

и . , 8е-6

Ч>' м/с

9е-6

400

Рисунок 5. Зависимость технологических показателей от параметров а , и^ и коэффициентов Г.

Продолжение рисунка 5

Диапазон изменения параметра а, =01*0.6 кг/м4, а параметра

Г = 50-г-110 с, ар=350, = 8-10~* м/с, остальные параметры как для

рисунка 4. Значения КИИ 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 работа скважины, уменьшению относительного порового объема С увеличением коэффициентов ар и аз происходит

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 515 Якушкияского месторождения

Приведем основные абсолютные и относительные параметры модели По скважине №115 принято, что длина пласта Ьх = 512 м, толщина Ь2 = 9 м. По аппроксимации точечных данных получено следующее выражение дня пористости от безразмерной координаты / • 47133-(г*)4 - 147 58 (г*)5 + П629 {г )* - 101.27 (г)3 + 28695 (г*)2 Аи(2*) = - - 3 3775-г + 0.2411, г >0 198;

33818-(г7- 12462-(г*)2+13 811 £~ 03288^'<0198 Абсолютная проницаемость - 1ё(Югр(Ли)) = 18 597 Ал-14674,

где пористость задается в дед, проницаемость в мД. Вследствие кольматации принято, что проницаемость пласта изменяется следующим образом Кпр = Кпр(Кп) ■ ехр(-ар • АКп), где АКп -

изменение пористости вследствие кольматации, ар - коэффициент.

Соотношение продольной (вдоль х) и поперечной (вдоль г) проницаемостей КпрКпр 2 =10 Соотношение вязкостей нефти и

воды /л0//лк =12.57. Значения упругоемкости воды, нефти, скелета породы соответственно равны = 3 7-Ю~10 Па, ро = 74-10~9 Па, Рз =4 5 -Ю-10 Па. Начальное пластовое давление /»о^Овб-Ю7 Па,

давление на входе в пласт (контур ВНК) - 2 Ъро, на выходе из пласта (забой добывающей скважины) - 0.8ро Значение параметра изотермы массообмена Ленгмюра Х = 04 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 а и

а3 происходит уменьшение КИН, относительного порового объема и

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 филътрационно-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 к 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 «пористость-проницаемость» 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, Даняедян Б 3 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 Мовтлевич В М, Суровиков Е Я, Пригода Н Н, Папухин С П Факторы и количественная оценка рисков геологоразведочных работ И 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 3, Марченкова Л А, Поляков В А, Колесников В А О новых перспективных направлениях поисков нефти на Жигулевско-Пугачевском своде // Недра Поволжья я Прикаспия - 2002 - Выпуск 30, №4 -С 32-37

4 Шашель А Г, Папухин С П, Марченкова Л А, Даниелян Б 3, Колесников В А, Хлуднев ВФ Разрывная тектоника Самарского Поволжья, геодинамическая обстановка ее формирования и нефтегазоносностъ // Недра Поволжья и Прикаспия - 2002 - Вьгачск 31, №4 - С 10-21

5 Папухин С П, Шпан В Я, Поливанов С А, Сарваретдинов Р Г., Мустаева ЭР Методика построения структурной карты с учетом врезов // НТЖ «Нефтепромысловое дело» М .ВНИИОЭНГ-2006-№31 -С21-23

6 Папухин С П. Шпан В Я, Поливанов С А, Гилъманова Р X, Воронцова НА Влияние гипсообразования на геологические объекты и запасы при заводнении коллекторов Якутшшнского месторождения // НТЖ «Нефтепромысловое дело» М ВНИИОЭНГ -2006 -№11 -С 41-45.

7 Обиход А.П. Папухин С.Г1, Пакшаев А.А. Сагитов ДК. 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 СП, Владимиров ИВ, Сарваретдинов РГ. 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 СП, Сарваретдинов Р.Г, Мельников МН Обоснование выбора метода построения петрофязическои зависимости между пористостью и проницаемостью // НТЖ «Нефтепромысловое дело», М ВНИИОЭНГ - 2008 - № 1 -С 912

Лицензия №223 от 03 08 2000 г Подписано к печати 01 02 2008 г Формат 60x84/16 Бумага типографская № 1 Компьютерный набор Печать офсетная Уел -печ л. 1 36 Тираж 100 экз. Заказ № 5а Отпечатано в типографии ООО «Штайм» Республика Башкортостан, 450005, г. Уфа, ул 8-е марта, 12/1

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Папухин, Сергей Петрович

ВВЕДЕНИЕ.

1 ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕХНОГЕННЫХ ВОЗДЕЙСТВИЙ НА ПОРОВОЕ ПРОСТРАНСТВО НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ.

1.1 Общие положения.

1.2 Экспериментальные данные и промысловые наблюдения изменения ФЕС коллектора в процессе разработки.

2 АНАЛИЗ, ИССЛЕДОВАНИЕ И ВЫБОР МЕТОДИК ПОСТРОЕНИЯ ПЕТРОФИЗИЧЕСКОЙ ЗАВИСИМОСТИ МЕЖДУ ПОРИСТОСТЬЮ И ПРОНИЦАЕМОСТЬЮ.

2.1 Сбор данных и имеющейся информации по месторождениям ОАО «Самаранефтегаз».

2.2 Обоснование и совершенствование методик расчета зависимостей "Кп -Кпр" методом корреляции с прямой наилучшего приближения, усреднения исходных данных и ранжирования.

2.2.1 Метод корреляции с прямой наилучшего приближения (метод 1).

2.2.2 Метод корреляции с усреднением исходных данных (метод 2).

2.2.3 Метод ранжирования данных (метод 3).

2.3 Построение зависимостей Knp=f(Kn) для нефтяных месторождений Самарской области с анализом исходной базы керна по распределению областей Вороного.

2.3.1 Общие положения.

2.3.2 Южно-Татарский свод.

3 ВЛИЯНИЕ НА СТРУКТУРУ ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА ПРОЦЕССОВ ПЕРЕНОСА, СОРБЦИИ, СУФФОЗИИ ПРОДУКТОВ ХИМИЧЕСКИХ РЕАКЦИЙ.

3.1 Теоретическое описание изменения порового пространства.

3.2 Численное исследование фильтрации смешивающихся жидкостей из двух компонент на одномерной модели.

4 ИССЛЕДОВАНИЕ ПРИЧИН ИЗМЕНЕНИЯ ФЕС КОЛЛЕКТОРА В ПРОЦЕССЕ ДЛИТЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЗАВОДНЕНИЕМ.

4.1 Теоретические предпосылки и математическая модель фильтрации пластовых флюидов в пластах, подвергнутых техногенному воздействию.

4.2 Оценка влияния изменений ФЕС от техногенного воздействия на примере Якушкинского месторождения

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование влияния техногенного воздействия на структуру порового пространства, фильтрационно-емкостные свойства нефтенасыщенных коллекторов и КИН"

Актуальность работы. Изменения свойств коллектора и пластовых флюидов в результате разработки нефтяных месторождений, в особенности для объектов, находящихся в длительной и поздней стадии разработки, достаточно полно изучены и освещены в научно-технической литературе. Они вызваны изменением фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пористой среды под воздействием различных термодинамических процессов, связанных с применением химических реагентов в различных технологических схемах, закачкой пресных и сточных вод, с нестационарностью изменения давления в пористых средах. Так наибольшее влияние на характеристику ФЕС могут оказывать нарушение равновесия минерального состава вод, отложение солей в порах, набухание глинистых включений, размыв и перенос цемента и зерен коллектора фильтруемой жидкостью, изменение температуры пласта при закачке холодной воды, разгазирование нефти, химические реакции и др. Исследование и оценка данных негативных явлений представляет значительную актуальность, так как термодинамические процессы, происходящие на единичных месторождениях, индивидуальны и существенно влияют на состояние разработки, хотя они имеют общую закономерность их возникновения в отдельных направлениях техногенного воздействия и для других месторождений, разделенных по признакам их протекания на обратимые и необратимые. Наибольшее влияние на характеристики ФЕС оказывают изменение температуры и давления в пласте, приводящее к нарушению термодинамического равновесия насыщающих коллекторов флюидами, в результате которого происходит выпадение твердой фазы, асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО) из нефти, усиливаются процессы переноса данных частиц, способствуют протеканию сорбции, суффозии. Обобщая все виды техногенных изменений ФЕС, отметим, что они напрямую связаны с изменением коэффициента извлечения нефти (КИН), влиянием на численные значения остаточных запасов нефти и эффективность доразработки нефтяного месторождения.

Цель работы. Исследование влияния техногенного воздействия на структуру порового пространства,,фильтрационно-емкостные свойства нефтенасыщенных коллекторов и на коэффициент извлечения нефти.

Основные задачи исследований:

1. Общая характеристика техногенных воздействий на поровое пространство

2. Выбор объекта исследования и оценка состояния информативности базы ГИС, ГДИС, петрофизических характеристик коллекторов по ОАО «Самаранефтегаз»

3. Классификация изменения ФЕС от техногенного воздействия.

4. Анализ зависимости между пористостью и проницаемостью коллектора для нефтяных месторождений ОАО «Самаранефтегаз»

5. Обоснование выбора методик построения петрофизической зависимости между пористостью и проницаемостью

6. Разработка математической модели и группирование зависимости «Кпр-Кп» подвергнутого и не подвергнутого техногенному воздействию коллектора.

7. Исследование влияния техногенного воздействия на поровое пространство, фильтрационно-емкостные характеристики нефтенасыщенного коллектора и КИН.

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач осуществляется путем теоретических исследований и результатов обработки и обобщения статистической информации по промысловым данным, лабораторных исследований керна, ГИС, ГДИС. Для обработки статистических данных использовались методы математической статистики. Для исследования нестационарных процессов, вызванных техногенным воздействием на пласт, использовались детерминированные математические модели фильтрации многофазной жидкости.

Научная новизна выполняемой работы.

1. Проведена классификация изменений фильтрационно-емкостных свойств коллектора от техногенного воздействия с разделением по признакам их протекания на обратимые и необратимые изменения порового пространства.

2. Предложена методика установления связи между пористостью и проницаемостью с использованием корреляции с прямой наилучшего приближения, усреднения данных перед расчетом уравнения регрессии и ранжирования данных для коллекторов с незначительным изменением характеристик от воздействия техногенных эффектов.

3. Разработана методика расчета зависимости «пористость-проницаемость» 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.

4. 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.

5. 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.

Основные защищаемые положения.

1. Классификация изменений ФЕС коллектора от техногенного воздействия с разделением по признакам их протекания на обратимые и не обратимые.

2. Методика расчета зависимости «пористость-проницаемость» по параметрам керна , пласта, условно не подвергшегося или с малым техногенным воздействием.

3. Одномерная и двумерная модели динамики изменения пористости от техногенного воздействия на поровое пространство.

Практическая ценность и реализация работы.

1. Разработаны и реализованы методические положения по расчету зависимости «пористость-проницаемость» по параметрам керна и ГИС, которые использованы при выполнении проекта разработки Михайловско-Коханского (2006г.), Якушкинского (2007г.), Обошинского месторождений, а также при составлении каталога «Разработка каталога и стандарта по интерпретации ГИС с формированием алгоритмов определения параметров продуктивных пластов нефтяных месторождений ОАО «Самаранефтегаз», Самара, 2007г.

2. Предложена новая методика расчета изменения ФЕС от техногенного воздействия на пласт, учитывающая процесс выпадения солей, кольматацию, суффозию при закачке вытесняющего агента (вода) с минерализацией и составом, отличающимся от пластовой воды, а также влияние изменения ФЕС на КИН, которая передана в подразделения ОАО «Самаранефтегаз» для использования в промысловых условиях.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г.Уфа, 2004-2007гг.), на заседаниях НТС института «СамараНИПИнефть» (г. Самара, 1999-2007гг.), на научно-технических советах ОАО «Самаранефтегаз» (г.Самара, 1999-2007гг.), в нефтяной компании «ЮКОС» (г. Москва, 2002-2007гг.), на заседаниях ГКЗ РФ (г. Москва, 2000-2007гг.)

Публикация результатов и личный вклад автора. По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ, в том числе в изданиях, входящих в перечень ВАК РФ, одна из которых выполнена самостоятельно. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов.

Структура и объем работ. Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, табличных приложений и списка литературы из 108 наименований. Работа изложена на 112 страницах, в том числе содержит 3 таблицы, 54 рисунка.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Папухин, Сергей Петрович

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 «пористость-проницаемость» 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.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Папухин, Сергей Петрович, Уфа

1. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Недра, 1982.-407 с.

2. Ахметов Н.З., Хусаинов В.М., Салихов И.М. и другие. Исследование влияния глинистости коллектора на текущий и конечный коэффициенты нефтеотдачи. // Нефтяное хозяйство.- № 8.- 2001. С. 41-44.

3. Ахметов Н.З., Гильманова Р.Х., Сарваретдинов Р.Г., Салихов М.М., Мельников М.Н. Исследование изменения пористости по истории разработки Восточио-Сулеевской площади. // НТЖ, Нефтепромысловое дело.- 2003 № 12. - С. 88 - 93.

4. Бабалян Г.А. Вопросы механизма нефтеотдачи. Баку: Азнефтеиздат, 1956, - 250 с.

5. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1981.-286 с.

6. Басин Я.Н., Новгородов В.А., Петерсилье В.И. Оценка подсчетных параметров газовых и нефтяных залежей в карбонатном разрезе по геофизическим данным. — М.: Недра, 1987,- 160 с.

7. Блинов А.Ф. Исследование совместно эксплуатируемых пластов. М.: Недра, 1971. -175 с.

8. Вахитов Т.Г., Кузнецов О.Л., Симкин Э.М. Термодинамика призабойной зоны нефтяного пласта. М.: Недра, 1978. -216 с.

9. Веригин Н.Н. Некоторые вопросы химической гидродинамики, представляющие интерес для мелиорации и гидротехники. / Изв. АН СССР, ОТН, 1953.- № 10. -С. 1369-1382.

10. П.Воронкова Л.Н., Качалов О.Б., Симкин Э.М. О термических напряжениях, возникающих в неоднородном пласте при тепловом воздействии. / Труды ВНИИ. -1976.-Вып. 51.-С. 96-100.

11. Горбунов А.Т., Николаевский В.И. О нелинейной теории упругого режима фильтрации. Добыча нефти. М.: Недра, 1964. С. 73-95.

12. Горбунов А.Т., Николаевский В.Н. О нелинейной теории упругого режима фильтрации. / Теор. и эксперим. исслед. разработки нефт. месторождений. Казанский ун-т, 1964.-С. 51-54.

13. Губанов Б.Ф. Исследование и разработка методов и технических средств увеличения нефтеотдачи путем повышения охвата пластов воздействием: Дис .д-ра техн. наук. -М„ 1981.

14. Данилова Т.Е., Дияшев Р.Н. Сопоставление литологического состава нефтенасыщенных пластов с профилями притока. ВНИИОЭНГ // Нефтегазовая геология и геофизика, 1979. Вып.1. - С.23-27.

15. Денк С.О. Проблемы трещиноватых продуктивных объектов. Пермь.: Электронные издательские системы, 2004. - 334 с.

16. Дияшев Р.Н. и другие. Особенности разработки многопластовых объектов // ЭИ сер. Нефтепромысловое дело,- М., ВНИИОЭНГ, 1987. 203 с.

17. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. М.: Недра, 1984.-208 с.

18. Дияшев Р.Н., Костерин А.В., Скворцов Э.В. Фильтрация жидкости в деформируемых нефтяных пластах. Казань: Изд.-во Казанского математического общества, 1999. -238с.

19. Добрынин В.М., Городнов А.В., Черноглазов В.Н., Константинов С.В., Пименов Ю.Г. Геофизическое сопровождение гидравлического разрыва пластов (ГРП) методом волнового акустического каротажа. // НТВ «Каротажник», Тверь, Изд.-во АИС, 2006. -Вып. 5 (146).

20. Жданов А.С., Фараонова Л.П. Геолого-промысловое исследование зависимости продуктивности скважин от гидродинамических условий в пласте. // НТЖ, Нефтепромысловое дело, 1975. №12. - С. 10-12.

21. Желтов Ю.П., Анциферов B.C. Прогнозирование деформации массива горных пород при разработке месторождений. // Нефтяное хозяйство.-1990.-№1- С.37-42.

22. Исаев Р.Г. Об определении фильтрационных и реологических параметров глубокозалегающих трещиноватых пластов. // Нефтяное хозяйство.- 1985,- №7. С.32-33.

23. Исайчев В.В., Казаков В.А., Андреев В.Л. Изменение коэффициента продуктивности добывающих скважин Самотлорского месторождения в процессе эксплуатации // Нефтяное хозяйство 1993 - №3 - С.37-39.

24. Ишкаев Н.Х., Хусаинов В.М., Салихов И.М. и другие. Влияние глинистости терригенных коллекторов на коэффициенты продуктивности скважин и нефтеизвлечения. // НТЖ, Нефтепромысловое дело 2001. - № 6 - С. 18-21.

25. Классен В.И., Мокроусов М.М. Введение в теорию флотации. М.: Металлургиздат, 1953.-300 с.

26. Лотарев В.А, Зорина М., Филатова 3. Дилатансия и аспекты преобразований пластовых систем. // Технологии ТЭК М.: ИД «Нефть и Капитал»,- № 4 — 2007.

27. Лотарев В.А., Згоба И.М., Каменский А.Ю. Особенности первичного вскрытия отложений апт-альб-сеноманского водоносного комплекса. // Технологии ТЭК.— ИД «Нефть и Капитал.- №2 2006.

28. Лубочков Е А. Графический и аналитический способы определения суффозных свойств несвязных грунтов. Изв. ВНИИГ, 1965.-Т. 78 — С. 255-280.

29. Лубочков Е.А. Несуффозионные несвязные грунты. Изв. ВНИИГ, 1962.-Т. 71- С. 6190.

30. Лубочков Е А. Проектирование обратных фильтров гидротехнических сооружений. Автореф. .канд. дис. Ленингр. политехи, ин-т, 1955 - 18 с.

31. Любов Б.Я. Теория кристаллизации в больших объемах. М.: Наука, 1975. 250 с.

32. Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещинными коллекторами. М.: Недра, 1980.

33. Маслянцев Ю.В., Желтов Ю.В., Хавкин А.Я., Агиев Г.М. О предупреждении деформации нефтяных пластов с помощью горизонтальных дрен. // Нефтяное хозяйство.- 1993.- №3. С.23-24.

34. Минералогическая энциклопедия./ Под редакцией К. Фрея. Ленинград.: Недра, 1985

35. Минц Д.М. Теоретическое исследование процессов фильтрации суспензий через песчаные фильтры. // Науч. тр. АКХ, 1949,- Вып. 4 5- С. 16-18.

36. Мори В., Фурментро Д. Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи нефти. М.: Мир, 1994. 238 с.

37. Муслимов Р.Х., Долженков В.Н., Зиннатуллин Н.Х. Исследование вытеснения нефти водой из песчано-глинистых коллекторов по данным геофизических исследований. // Нефтяное хозяйство.-1987.-№ 1- С.23-31.

38. Муслимов Р.Х., Зайнуллин Н.Г., Зиннатов И.Х. Обоснование оптимальных забойных давлений для терригенных коллекторов. // Нефтяное хозяйство. 1984.- №9. — С.27-29.

39. Непримеров Н.Н. Трехмерный анализ нефтеотдачи охлажденных пластов. Казань: Изд. КГУ, 1978.

40. Никифоров А.И. О моделировании суффозии водоносных пластов. // ИФЖ, 2000 Т. 73.—№ 5. - С. 979-985.

41. Никифоров А.И., Никаныпин Д.П. Перенос частиц двухфазным фильтрационным потоком. // Математическое моделирование, 1998 Т. 10.- № 6. - С. 42-52.

42. Николаевский В.Н. Механика пористых и трещиноватых сред.-М.: Недра, 1984.-232 с.

43. Николаевский В.Н. О разрушении вязкоупругих тел.// Прикладная математика и механика.-Т.45.- 1981.-Вып. 6.-С. 1121-1128.

44. Николаевский В.Н. О связи объемных и сдвиговых пластических деформаций и об ударных волнах в мягких грунтах. ДАН СССР, 1967- Т. 177- № 3. - С. 542-545.

45. Николаевский В.Н., Лившиц Л.Д., Сизов И.А. Механические свойства горных пород. Деформация и разрушение. Итоги науки и техники. // Сер. • Механика деформируемого твердого тела - 1978 - Т. 2 — С. 123-250.

46. Николаевский В.Н. Капиллярная модель диффузии в пористых средах. // Механика и машиностроение,- Изв. АН СССР, ОТН,- 1959.-№ 4. С. 146-149.

47. Николаевский В.Н. Конвективная диффузия в пористых средах ПММ 1959. -Т. 23-Вып. 6.-С. 1042-1050.

48. 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.

49. Определяющие законы механики грунтов. М.: Мир, 1975.

50. Орнатский Я.В., Сергеев Е.М., Шехтман Ю.М. Исследование процесса кольматации песков М.: Изд. Московск. ун-та, 1955. - 182 с.

51. Павлов А.Я. О рельефе равнин и его изменениях под влиянием работы подземных и поверхностных вод. // Землеведение, 1898. С. 91-147.

52. Павчич М.П. Способ определения несуффозионных гранулометрических составов грунта. Изв. ВНИИГ.- 1961.- Т. 68. С. 197-202.

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

54. Папухин С.П. Сарваретдинов Р.Г., Мельников М.Н. Обоснование выбора метода построения петрофизической зависимости между пористостью и проницаемостью. // НТЖ, Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ. -2008,-№1. С.

55. 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. С. 21-23.

56. Патрашев А.Н. Методика подбора гранулометрического состава обратных фильтров.// Сб. трудов Ленгипроречтранса, 1957. -Вып. 00. С. 33-47.

57. Патрашев А.Н. Напорное движение грунтового потока с мелкими песчаными и глинистыми частицами. Изв. НИИГ, 1935.-Т. 15.-С. 58-98; 1935,-Т.16.-С. 76-103; 1937.- Т. 20.-С. 90-111.

58. Патрашев А.Н. Напорное движение грунтового потока, сопровождающееся выносом мелких частиц грунта. Изв. НИИГ, 1938. -Т. 22 С. 5-49.

59. Паховчинин С.В., Круглицкий Н.Н., Манк В. Произвольное поглощение и вытеснение углеводородных жидкостей из дисперсий монтмориллонита. // Коллоидный журнал. — М., 1981. Т.42. - Вып.З - С. 48-57.

60. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами. / Н.И. Хисамутдинов, Ш.Ф. Тахаутдинов, А.Г. Телин и другие. М.: ВНИИОЭНГ, 2001.184 с.

61. Разработка нефтяных месторождений / Под редак. Н.И. Хисамутдинова, Г.З. Ибрагимова. М.: ВНИИОЭНГ, 1994 - Т. I. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии. - 240 с.

62. Саффман П. Теория дисперсии в пористой среде. // Сб. пер., Механика, № 2, ИЛ-1960.-С. 3-33.

63. Сергеев Е.М. Общее грунтоведение.- М.: Изд. Московск. ун-та, 1952- 382 с.

64. Сергеев Е.М. Роль химико-минералогического состава веществ в процессах кольматации песков. //Вестн. МГУ-М., 1954-№ 10- С. 3-18.

65. Сонич В.П., Черемисин Н.А., Батурин Ю.Е. Влияние снижения пластового давления на фильтрационно-емкостные свойства пород. // Нефтяное хозяйство.- 1997.— №9. -С.52-57.

66. Справочное руководство по проектированию и эксплуатации нефтяных месторождений (проектирование разработки). / Под ред. Ш.К. Гиматудинова, М.: Недра, 1983.

67. Ставрогин А.Н., Протосеня А.Г. Пластичность горных пород. М.: Недра, 1979.

68. Ступоченко В.Е. Влияние глинистости коллектора на полноту вытеснения нефти водой. // Геолого-физические аспекты обоснования коэффициента нефтеотдачи.'- М.: ВНИГНИ, 1981- С.59-79

69. Телин А.Г., Зайнетдинов Т.И.Дасанов М.М., Хакимов A.M., Бачин С.И. Регулирование процесса набухания глин в условиях заводненного нефтяного пласта. // НТЖ, Нефтепромысловое дело.-1997.-№ 12 С. 11-18.

70. Телин А.Г., Тахаутдинов Р.Ш., Халиуллин Ф.Ф., Файзуллин И.Н., Салихов И.М., Хакимов A.M. Влияние глинистости пласта-коллектора на его физико-гидродинамические характеристики. // НТЖ, Нефтепромысловое дело.- 1999 № 11. - С.20-24.

71. Тронов В.П. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений — Казань: Изд.-во «Фэн» Академии наук РТ, 2004 584 с.

72. Федоренко Р.П. Введение в вычислительную физику. М.: Москов. физ.-техн. институт, 1994.

73. Филлипов В.П., Хавкин А.Я., Муслимов Р.Х. и др. Особенности изменения дебитов добывающих скважин при разработке глиносодержащих нефтяных месторождений Татарии. // Нефтяное хозяйство. -1995. №10. - С.28-29.

74. Хавкин А.Я. Особенности гидродинамических расчетов и проектирования разработки нефтяных месторождений с глиносодержащими коллекторами. / Труды ВНИИ.- М.-1989.- Вып. 107,- С.81-89.

75. Хавкин А.Я., Лесин В.И. Особенности движения водных растворов в глиносодержащих коллекторах. // Нефтяное хозяйство.- № 3.-1996. С.35-38.

76. Хавкин А.Я., Табакаева Л.С. Влияние состава глинистого цемента на проницаемость нефтяных коллекторов. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.- М.: ВНИИОЭНГ.-1998. № 8,- С.27-31.

77. Хавкин А.Я., Хайдина М.П., Никифоров И.Л. Расчеты влияния структуры порового пространства на относительные фазовые проницаемости и нефтеотдачу. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ- 1995 № 1.-С.53-56.

78. Хавкин А.Я., Хисамов Р.С. Влияние глинистости коллектора на изменение напряженно-деформированного состояния в призабойной зоне. // Нефтяное хозяйство.- 1998-№4-С. 47-49.

79. Ханин А.А. Основы учения о породах-коллекторах нефти и газа. М.: Недра, 1965.

80. Хисамутдинов Н.И., Гильманова Р.Х., Владимиров И.В., Ахметов Н.З., Абдулмазитов Р.Г., Сарваретдинов Р.Г. Разработка нефтяных пластов в поздней стадии. T.I. Геология и разработка нефтяной залежи в поздней стадии. М.: ВНИИОЭНГ, 2004. -252 с.

81. Чугаев P.P. Приближенный расчет устойчивости тела земляных плотин. Изв. НИИГ, 1936.-Т. 18.-С. 203-216.

82. Чугаев P.P. О фильтрационных силах. Изв. ВНИИГ, I960,- Т. 63 С. 115-141.

83. Чугаев P.P. Подземный контур гидротехнических сооружений. М.-Л.: Госэнергоиз-дат, 1962.-283 с.

84. 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. - Вып. 30, № 4.- С.32-37.

85. 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

86. Самарском Поволжье. // Современные проблемы геологии нефти и газа. М.: Научный мир, 2001. - 372 с.

87. Шашель В.А., Кожин В.Н., Пакшаев А.А., Владимиров И.В., Владимирова И.И. Исследование влияния глинистости коллектора на процессы заводнениянеоднородных нефтяных пластов. // НТЖ, Нефтепромысловое дело— М.: ВНИИОЭНГ,- 2006,- №4. С. 10.

88. Шейдеггер А. Физика течения жидкостей через пористые среды. Гостоптехиздат, 1960.-249 с.

89. Шехтман Ю.М. К вопросу об определении объемной концентрации при фильтрация взвеси. Изв. АН СССР, ОТН, 1951 -№6.-С. 839-843.

90. Шехтман Ю.М. Фильтрация малоконцентриронанных суспензий. —М.: Изд.-во АН СССР, 1961.-312 с.

91. Щелкачев В.Н. Критический анализ новейших экспериментальных исследований особенностей деформации пористых горных пород. // Труды ВНИИ. Разработка нефтяных и газовых месторождений и подземная гидродинамика- Вып. 55. М.: Недра, 1965.

92. Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации. // Сборник трудов. М.: Недра, 1995-Т.2.

93. Eliassen R. Clogging of a rapid sand filter. Засорение песчаных фильтров. J. Airier. Water Works Assoc, 1941, v. 33, N 5. P. 926 942.

94. Fatt I., David D. H. Reduction of permeability with overburden pressure. Уменьшение проницаемости в зависимости от давления покрывающего пласта. Trans. AIME, 1952, v. 195.-329 р.

95. Ives K.I. A theory of the functioning of deep filters. Теория действия глубоких фильтров, Fluid Handling, 1962. July, N 150. P. 199 - 200, 202.

96. Ives K.I. Rational design of filters. Проектирование фильтров. Proc. Inst. Civil Engrs, 1960, Juni. P. 189 - 193.

97. Iwasaki T. Some notes on sand filtration. Некоторые замечания о песчаных фильтрах. J. Amer. Water Works Assoc, 1937, Oct., t. 29, N 10. P. 1591 - 1597.

98. Nubuo Morita, K.E.Gray, Fariz A.A.Sroujl, P.NJogl Rock-Property Changes During Reservoir Compaction. SPE EE vol.7, №3, September, 1992. P. 197-205

99. Terzaghi K. Der Grundbruch at Stauwerken und Verhutung. Аварии плотин и их предотвращение. Wasserkrafit, 1922, N 17. P. 445-449.

100. Thiercelin M.J., Plumb R.A. Core-Based Prediction of Lithologic Stress Contrasts in East Texas Formations. SPE FE v.9, №4, December, 1994. P. 251-258

101. Warpinski N.R., Teufel L.W. Determination of the Effective Stress Law for Permeability and Deformation in Low-Permeability Rocks. SPE FE, June, 1992, №2, v.7. -P. 123-131.