Исследование влияния выноса мелких частиц продуктивного пласта на изменение нефтеотдачи низкопроницаемых коллекторов

Гилаев, Артем Ганиевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Исследование влияния выноса мелких частиц продуктивного пласта на изменение нефтеотдачи низкопроницаемых коллекторов
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование влияния выноса мелких частиц продуктивного пласта на изменение нефтеотдачи низкопроницаемых коллекторов"

На правах рукописи 005020340 -С;;

ГИЛАЕВ АРТЕМ ГАНИЕВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ВЬШОСА МЕЛКИХ ЧАСТИЦ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА НА ИЗМЕНЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-2012

005020340

Работа выполнена в Лаборатории нелинейных волновых процессов нефтегазового комплекса Филиала Федерального государственного бюджетного учреждения науки Института машиноведения им. А.А. Благонравова Российской академии наук "Научный центр нелинейной волновой механики и технологии РАН" (НЦ НВМТ РАН)

Научный руководитель - кандидат технических наук

Артамонов Вадим Юрьевич Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Ведущая организация: - Волго-Уральский научно-исследовательский I

проектный институт нефти и газа (00( «ВолгоУралНИПИгаз»)

Защита состоится 21 марта 2012г., в 1500 часов, на заседани диссертационного совета ДМ 002.059.04 при Федеральном государственно! бюджетном учреждении науки Институте машиноведения им. А.А Благонравова Российской академии наук (ИМАШ РАН) по адресу: 119334. Москва, ул. Бардина, д. 4.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ИМАШ РАН п адресу: 119334, Москва, ул. Бардина, д. 4.

Автореферат разослан 20 февраля 2012г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

Федоров Вячеслав Николаевич, ООО «БашНИПИнефть», начальник отдела гидродинамических исследований скважин

- кандидат технических наук Курамшин Ринат Мунирович, ООО «Технопром», заместитель генерального директора

доктор технических наук

А.П. Аверьянов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Современное состояние разработки многих месторождений нефти в Западной Сибири и Краснодарского края характеризуется ухудшением структуры запасов. Удельный вес низкопроницаемых коллекторов превышает 60 %. Кроме того, продуктивные пласты ряда нефтяных месторождений характеризуются слабосцементированными песчаниками, которые, с одной стороны, усложняют процесс разработки формированием на забое скважин песчаных пробок, ухудшением условий работы скважинного оборудования и уменьшением межремонтного периода скважинных насосов, с другой -способствуют изменению емкостных и фильтрационных параметров продуктивного пласта за счет массопереноса мелкодисперсных частиц. Последнее явление оказывает существенное влияние на формирование фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны скважин, способствуя как увеличению открытой пористости и эффективной проницаемости породы, обусловленных выносом мелкодисперсных частиц, так и уменьшению фильтрационно-емкостных характеристик пласта из-за переноса мелкодисперсных частиц из удаленной зоны пласта в прискважинную зону, уменьшая градиент давления в пласте за счет увеличения потерь давления в приствольной зоне.

Скважины, вскрывшие продуктивные нефтяные пласты со слабосцементированными песчаниками, характеризуются снижением дебитов нефти, ростом обводненности продукции, значительными водопескопроявлениями, наличием фонда простаивающих скважин и низким (до 0,3) коэффициентом извлечения нефти (КИН).

выполнены исследования и решены задачи, поставленные в данной диссертационной работе.

Длительные периоды эксплуатации скважин обусловили возникновение негерметичности колонн и заколонных перетоков воды, обводнение продуктивных пластов, их разрушение и образование песчаных пробок. Эти обстоятельства приводят к значительному количеству (до 26 %) неработающих скважин по причине высокой обводненности (до 96 %) и наличия песка (до 0,5 кг / 1 м3 нефти) в продукции. Отключение этих скважин из процесса разработки не позволяет достичь проектных величин добычи и коэффициента извлечения нефти. В этой ситуации актуальна проблема повышения эффективности разработки нефтяных месторождений со слабосцементированными песчаниками за счет эффективного проведения мероприятий по ограничению и ликвидации водопескопроявлений.

Цель работы

Повышение эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов нефтяных месторождений с учетом динамики техногенного изменения фильтрационно-емкостных свойств слабосцементированных продуктивных песчаников, обусловленных выносом мелких частиц.

Основные задачи исследования

1. Анализ состояния разработки Сладковско-Морозовской группы месторождений и основных факторов выноса мелкодисперсных частиц из продуктивных отложений.

2. Исследование процессов пескопроявления в скважинах Сладковско-Морозовской группы месторождений для обеспечения устойчивости ствола скважины и эксплуатационных колонн.

3. Анализ методов борьбы с пескопроявлениями в скважинах Сладковско-Морозовской группы месторождений.

4. Исследование процессов выноса мелкодисперсных частиц в слабосцементированных песчаниках и его роли на массоперенос пластового флюида.

5. Разработка методики исследования устойчивости слабосцементированных пород.

6. Разработка технологий и технических средств для ограничения и ликвидации пескопроявлений в нефтяных скважинах.

Методы исследования и достоверность результатов. Исследования базируются на анализе разработки нефтяных месторождений, анализе фактических промысловых данных по концентрации взвешенных частиц в продукции добывающих скважин с использованием современных методов обработки исходной информации, а также на результатах математического моделирования процессов массопереноса пластового флюида с учетом перемещения мелкодисперсных частиц.

Достоверность результатов исследования базируется на сходимости фактических и расчетных значений параметров пласта, полученных с помощью модели массопереноса пластового флюида.

Научная новизна выполненной работы

1. Выявлено положительное влияние пескопроявления в добывающих скважинах на увеличение коэффициента извлечения нефти в низкопроницаемых коллекторах на примере Сладковско-Морозовской группы месторождений.

2. Научно обоснована и разработана методика исследования устойчивости слабосцементированных пород.

3. Научно обоснован состав полимерной водопескоудерживающей жидкости, объяснен механизм снижения пескопроявлений при ее применении.

4. Разработаны научно-обоснованные скважинные песочные сепараторы и технологии их применения для ограничения и ликвидации пескопроявлений.

Основные защищаемые положения:

1. Обоснование увеличения коэффициента извлечения нефти при разработке низкопроницаемых коллекторов со слабосцементированными песчаниками.

2. Методика исследования устойчивости слабосцементированных пород.

3. Состав полимерной водопескоудерживающей жидкости.

Практическая ценность и реализация

На основании обобщения и проведения теоретических, лабораторных и промысловых исследований на скважинах можно констатировать следующее.

1. Разработанная методика исследования устойчивости слабосцементированных пород позволила разработать эффективные методы повышения устойчивости ствола скважины и эксплуатационных колонн на Сладковско-Морозовской группе месторождений.

2. Разработанная полимерная водопескоудерживающая (закрепляющая) композиция на основе смолы ФР, жидкого отвердителя ОЖ и порообразователя (ИЩЬСОз и технология ее применения для повышения добычи апробированы на месторождениях Ставропольского, Краснодарского краев с высоким (более 0,9) коэффициентом успешности. По разработанным, техническим условиям (ТУ 2257-075-26161597-2007) осуществляется выпуск водопескоудерживающей (закрепляющей) композиции отечественной промышленностью под названием «Геотерм».

3. Разработанные скважинные песочные сепараторы и устройства для ограничения и ликвидации пескопроявлений широко применяются на Сладковско-Морозовской группе месторождений и др. регионов. Песочный сепаратор (ППМС) выпускается отечественной промышленностью.

Экономический эффект от применения авторских разработок за

2006-2011 гг. составил более 130 млн. руб.

Апробация результатов исследований

Основные положения и результаты диссертационной работы обсуждались на Всероссийских научно-практических и научно-технических конференциях: «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (Краснодар, 2001 г., 2003 г.). Результаты были обсуждены на заседаниях научно - технического совета ООО «Роснефть-Пурнефтегаз», 2005-2009 гг.

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 10 печатных работах, в том числе 6 статей в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 173 страницах машинописного текста, содержит 20 таблиц, 36 рисунков. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка источников из 125 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цели и задачи исследований, определены научная новизна и практическая ценность.

В первом разделе представлены результаты анализа геолого-физических характеристик пород-коллекторов, состояния фонда скважин, добычи нефти, концентрации взвешенных частиц в продукции скважин, геолого-технические условия крепления скважин, а также основные факторы выноса мелкодисперсных частиц из продуктивных отложений в скважинах Сладковско-Морозовской группы месторождений.

Сладковско-Морозовская группа месторождений включает в свой состав следующие залежи: Морозовская; Западно-Морозовская; Южно-Морозовская; Сладковская; Южно-Сладковская; Западно-Беликовская;

Восточно-Черноерковская; Терноватая; Западно-Мечетская; Варавенская; Чумаковская; Южморгеологическая (ЮМГ); Свистельниковская; Восточно-Чумаковская. Все месторождения данной группы характеризуются аномально высокими значениями пластового давления (АВПД) с коэффициентами аномальности 1,7 - 2,1 с разбросом значений пластовой температуры от 120 до 127 °С.

Залежи рассматриваемых участков существенно различаются по запасам. Например, прогнозные извлекаемые запасы нефти по IV пачке Морозовского месторождения составляют более 700 тыс. т, в то время как по Южно-Сладковскому месторождению извлекаемые запасы составляют 65 тыс.т. Морозовское, Южно-Морозовское, Сладковское, Варавенское месторождения введены в разработку в 1996-1998 гг, остальные разрабатываются с 2003 - 2007 гг. Текущий коэффициент извлечения нефти по месторождениям приведен в таблице 1, из которой видно, что ряд месторождений (Варавенское, Южно-Морозовское, Восточно-Черноерковская) находятся на завершающей стадии разработки с достижением проектного КИН. По таким месторождениям, как Сладковское, проектный КИН без мероприятий практически не достижим, поскольку обводненность достигла 90 % при падающей добычи жидкости (рис. 1, 2).

Характерной особенностью разработки месторождений Сладковско-Морозовской группы является повсеместный рост обводненности продукции скважин при отсутствии закачки и значительная концентрация взвешенных частиц в продукции скважин (рис. 3), обусловленная нарушением целостности колонн, вызванная низкой устойчивостью пород, слагающих разрез рассматриваемых месторождений.

Таблица 1 - КИН на 01.01.2011 г

№ п/п Месторождения Текущий КИН Утверждённый КИН

Сладковско-Морозовская группа

1 Варавенское 0,316 0.428

2 Морозовское 0.275 0,450

3 Сладковское 0.067 0,700

4 Южно-Морозовское 0,311 0,394

5 Терноватая 0,350 0,704

6 Восточно-Черноерковская 0.367 0,387

7 Западно-Бел иковское 0.413 0.600

8 Западно-Мечетская 0,218 0.450

9 Западно-Морозовское 0,298 0,450

10 Южно-Сладковское 0,236 0,701

Темрюкский участок (Лимано - Плавневая группа)

11 Чумаковское 0,267 0,450

12 ЮМГ 0,089 0,460

13 Восточ но- Чумаковское 0,189 0,451

—годовая добыча нефм по Сладкоесхому месторождению —годовая добыча жидкости на Сладковскому месторождении —а—обводненность

Рисунок 1 - Годовая добыча нефти, жидкости и изменение обводненности Сладковского месторождения

о 3

те з-

3 ю о

50,000 45,000 40,000 35,000 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5,000 0,000 1997

2003

2007

2009

о ■в-

годы

-•-накопленная добыча нефти Сладковского м-я, тыс.т - накопленная добыча жидкости Сладковского м-я, тыс.т -*- фондскважин Сладковского м-я

Рисунок 2 - Накопленная добыча нефти и жидкости Сладковского месторождения с начала разработки

___месторождение

О математическое ожидание концентрации КВЧ, мг/дмЗ ■ стандартное отклонение КВЧ, мг/дмЗ □ количество измерений

Рисунок 3 - Концентрация взвешенных частиц в продукции скважин Сладковско-Морозовской группы месторождений

Эффективность применения новых технико-технологических

4 решений должна осуществляться за счёт повышения нефтеотдачи пластов, I то есть добычей от вовлеченных в разработку ранее недренируемых запасов нефти, текущей дополнительной добычей нефти за счет интенсификации притока, ограничения водопескопроявлений и сокращения объема попутно добываемой воды.

Из анализа состояния разработки установлено, что на месторождении имеется резерв увеличения отборов жидкости (нефти) ' оптимизацией - изменением режима эксплуатации, регулированием выноса мелкодисперсных частиц, обеспечением устойчивости эксплуатационных колонн скважин. Выявлена корреляционная зависимость между водопескопроявлениями в скважинах и величиной текущего значения КИН I по месторождениям Сладковско-Морозовской группы (рис. 4).

КВЧ, мг/дмЗ

♦ Зависимость КВЧ от текущего КИН ■ Завсимость КВЧ от проектного КИН -Полиномиальный (Зависимость КВЧ от текущего КИН)

Рисунок 4 - Зависимость текущего значения КИН от средних значений концентрации взвешенных мелкодисперсных частиц в продукции добывающих скважин

Во втором разделе рассмотрены теоретические особенности переноса частиц двухфазным фильтрационным потоком, а также теоретические особенности массопереноса мелкодисперсных частиц и процессы кольматации прискваженных зон пласта. Смоделированы явления, происходящие при переносе малоконцентрированных суспензий двухфазным фильтрационным потоком. Модели позволяют предсказать в каком месте происходят изменения коллекторских свойств пласта, в какое время и как изменения отразятся на нефтеотдаче в зависимости от конкретных физико-геологических условий и режимов заводнения. При этом наблюдается сужение сечения поровых каналов и их частичное или полное блокирование.

Нагнетаемая в пласты вода или вода аквифера, фильтрующаяся к стволу скважины, как правило, содержит в себе различные твердые примеси в виде дисперсных частиц. Кроме того, частицы слабосцементированных пород вовлекаются в движение нагнетаемой в пласт водой.

Перенос частиц фильтрационным потоком сопровождается их осаждением на стенках поровых каналов и удержанием в сужениях (в поровых горлах) отдельных поровых каналов. На рисунке 5 схематично изображены три вида частиц: переносимые подвижной фазой, осевшие на стенках поровых каналов и застрявшие в сужениях пор. Удержание дисперсных частиц в поровом пространстве и их вынос из пористого тела приводит к изменению размеров поровых каналов, к уменьшению или увеличению просветности, а значит, и к изменению таких фильтрационно-емкостых характеристик, как пористость и проницаемость.

Рисунок 5 - Мелкодисперсные частицы в поровом пространстве

застрявшие осевшие подвижные

Образование агрегатов глубоко в пласте на стенках

поровых каналов и в свободном пространстве пор приводит к локальному возрастанию фильтрационного сопротивления из-за сужения и частичного или полного блокирования отдельных поровых каналов, что приводит к изменению направлений фильтрационных течений и к повышению охвата пласта вытеснением.

При моделировании выше перечисленных процессов используются методы механики сплошной среды. В основу описания процесса фильтрации положен подход с разделением моделируемой среды на два континуума, один из которых содержит подвижные жидкости, другой -неподвижные. Изменение фильтрационно-емкостных характеристик пласта оценивается при помощи функций распределения пор и частиц по размерам. Записаны соответствующие выражения для динамической пористости, проницаемости и массообмена между двумя средами. Для простоты считается, что примеси переносятся только водой. Перечисленные выше явления в крупномасштабном приближении описаны законами сохранения массы и импульса. Уравнения движения фаз записаны в виде обобщенного закона Дарси. Пористая среда условно разбита на две части, характеризуемые пористостями т, и т,, которые меняются в процессе насыщения пласта водой: от, - часть порового пространства, занятого подвижными жидкостями (динамическая пористость); т, - часть порового пространства с неподвижными жидкостями. Относительные фазовые

водонасыщенность первой среды, константы В0, Вп , Е0, £„. подбираются из опыта. Уравнения движения записаны для нефти и воды, а также для примесей, движущихся с фильтрационным потоком. Наличие твердых частиц малой концентрации в фильтрующейся воде мало сказывается на фильтрационной способности последней. Поэтому можно считать, что собственно частицы движутся со скоростью воды, не изменяя ее вязкости.

проницаемости аппроксимированы функциями

где и - нефтенасыщенность и

Для оценки скоростей сужения и блокирования поровых каналов смоделирована пористая среда системой цилиндрических капилляров различных радиусов. При этом считается, что: 1) в каждом таком капилляре присутствуют нефть и вода в объемах, пропорциональных их насыщенностям; 2) капиллярная разность давлений в фазах равна нулю (т.е. граница раздела между жидкостями плоская и вода вытесняет нефть из капилляра поршневым образом); 3) частицы в жидкости распределены равномерно; 4) отношение радиуса горла к радиусу канала одинаково для всех капилляров и сохраняется в процессе осаждения частиц на стенки каналов; 5) поровой канал блокируется полностью частицей, попавшей в горло, если характерный размер частицы не меньше диаметра горла; 6) собственная пористость массы осевших частиц пренебрежимо мала сравнительно с пористостью пласта. Допущение 4 позволяет характеризовать распределение горл по размерам той же функцией распределения, что и распределение пор по размерам. Допущение 5 может быть ослаблено, т.е. можно положить, что застрявшая частица уменьшает диаметр горла до некоторой остаточной величины, меньшей характерного размера частицы.

Интенсивность перехода воды из подвижного состояния в неподвижное можно вычислить по доле блокированных поровых каналов:

где и, - скорость изменения функции распределения пор по размерам из-за блокирования пор за время Д/; г - радиус порового канала (капилляра); ц. -функция распределения поровых каналов по размерам.

Для нефти интенсивность перехода из подвижного состояния в неподвижное принято в виде

а =5 .т.-

1 И' «>1 I <*

(1)

¡ичгЫг

qQ={\-SVíЛ)m,^--(2)

^(рг2йг

Интенсивность перехода компонентов в неподвижное состояние добудет <?' = , где Сч - концентрация ]-го компонента в подвижной фазе нефти (воды); <у„ - интенсивность перетока фазы воды из подвижного континуума в неподвижный. За время Л/ общий объем осевших компонент будет равен ц'А/. За это же время радиусы капилляров изменятся на величину Дг = игД/, что приведет к уменьшению просветности и пористости. Следовательно, скорости роста и изъятия частиц из процесса и интенсивности массообмена отдельными компонентами активных примесей между континуумами - величины, которые определяются конкретной технологией разработки нефтяных пластов. Смоделирован ряд технологических процессов, для которых в диссертационной работе приведены необходимые расчетные зависимости.

Изменение динамической пористости, вызванное структурными изменениями порового пространства, оценено по формуле:

| г^фЛг

т = —--(3)

оо

\г2дРс1г О

где <р0 - начальная функция распределения поровых каналов по размерам.

Изменение абсолютной проницаемости оценено, исходя из представления для текущего момента времени и воспользовавшись моделью параллельных капилляров и законом Пуазейля:

\гАф

] г4Лг

Влияние твердых частиц, поступающих в нефтяную залежь с подвижной водой, изучалось на одномерной задаче для элемента пласта единичного поперечного сечения, имеющего протяженность Ь=25м и работающего при перепаде давления Р0- Ры = 0,8 МПа. Абсолютная проницаемость пласта к" = 200 мкм2, пористость т" = °,2- Объемная концентрация частиц во входном сечении пласта Су = 2*10-1, характерный размер частиц /=6мкм. Численное решение получено при помощи метода конечных элементов с линейными базисными функциями. По пространственной координате область течения разбивалась на 25 конечных элементов, а по координате г (0< г < 24) при аппроксимации уравнения для функции распределения пор по размерам - на 24 элемента. По временной координате выполнялась аппроксимация по явной схеме с шагом Дг = 0,05 сут. Расчеты выполнялись для функции распределения пор по размерам, имеющей два экстремума в г=8мкм и г=16мкм. Полагалось, что отношение радиусов горл к радиусам поровых каналов И=0,25. Функции относительных фазовых проницаемостей характеризовались константами Вв=Ви. = 1,£, = £и. = 2 .

Изменение функции распределения пор по размерам в одном сечении пласта - во входном сечении, показано на рис. 6. Характерный размер частиц в подвижной воде подобран таким, чтобы закупоривались каналы, радиусы которых не превышают 12мкм (точка локального минимума для начального распределения пор по размерам). Это позволяет отследить отличие в. поведении функции распределения в диапазоне радиусов 0< г < 12 мкм (здесь происходит кольматация с закупоркой

поровых каналов) от поведения в диапазоне 12< г < 24мкм (кольматация без закупорки).

Рисунок 6 - Функция распределения пор по размерам в точке х=0 при С°=2*10"4

Рисунок 8 - Концентрация частиц в подвижной фазе

Рисунок 10 - Динамическая проницаемость

Рисунок 7 - Изменение во времени давления в подвижной фазе

3 1 1

1 ^ s ч 4

О 100 200 300 400 I

Рисунок 11 - Расход жидкости

Рисунок 9 - Динамическая пористость

Снижение проницаемости пласта приводит к падению расхода жидкости и практически полному затуханию фильтрации. На рис. 11 приведена динамика суммарного отбора жидкости (кривая 1). Для сравнения приведены кривые суммарного отбора жидкости при закачке относительно чистой воды (кривая 2) с концентрацией частиц С, = 210"' и воды, не содержащей частицы (кривая 3). На других рисунках показано изменение во времени давления (рис.7), концентрации частиц в подвижной фазе (рис.8), динамической пористости (рис.9) и проницаемости (рис.10).

Исследовано влияние массопереноса мелкодисперсных частиц на устойчивость ствола скважины в интервале перфорации и эксплуатационных колонн.

В третьем разделе дано обоснование методики исследования устойчивости и предела прочности слабосцементированных пород в скважинах Сладковско-Морозовской группы месторождений.

Изучению естественной устойчивости пород, слагающих нефтяные пласты и стенки скважин посвящены труды Шамшева Ф.А., Тараканова С.Н., Кудряшова Б.Б., Спивака А.И., Попова А.Н., Новикова B.C., Добрынина В.М., Сеид-Рза М.К. и др. Существенный вклад в развитие теории устойчивости горных пород и исследованию их прочностных характеристик лабораторными методами внесли Коваленко Ю.Ф., Харламов К.Н., Усачев Е.А., опубликовавшие в 2011 году монографию, в которой развита теория оценки устойчивости и обобщено большое число исследований кернового материала продуктивных пластов месторождений Среднего Приобья.

Предлагаемая методика определения предела прочности горных пород наклонных скважин заключается в следующем.

1. Из кернового материала, отобранного из исследуемого интервала, изготавливаются цилиндрические образцы, выпиленные под углами о, (90°) и о,(45°) относительно оси керна.

Оба образца испытываются на прессе в условиях одноосного сжатия

и доводятся до разрушения напряжением N = - (я + рс) в случае наклонной

скважины, где я - горное давление на данной глубине (отрицательное), а рс

- давление на забое скважины. Фиксируются напряжения N1 и при

которых происходит разрушение. Определяются модуль сцепления К и

угол внутреннего трения /5 в плоскости пластования:

, , „ N 5Ш2О - N 5ш2а

К = Бт2<* --Ы втга —!——-*-

21 1 2 1 1 Л^иГаг вт2«

Р - агЩ

/ \ _ _ _

Л', вт а, - N Б1п 1 12 2 }

(6)

2. В процессе нагружения образца напряжением N измеряется изменение продольной деформации образца со временем. Подобные опыты проводятся для различных давлений на забое скважины рс. Если ползучесть образца носит установившийся характер, т.е. деформация образца нарастает со временем, то при плотности флюида в призабойной зоне скважины следует ожидать потери устойчивости ствола скважины.

3. После испытания образца рассчитываются средние скорости ползучести породы при различных плотностях насыщающего его флюида. Для этого общая деформация образца делится на общее время его нагружения при рассматриваемой плотности насыщающего флюида.

4. Для определения предельной деформации изготовленный под требуемым углом образец помещается в пресс и доводится до разрушения при одноосном сжатии. При этом регистрируется продольная деформация, при которой это разрушение происходит.

5. Искомое время до разрушения породы на стенках скважины будет равно отношению определенной предельной деформации на одноосное сжатие к вычисленной скорости ползучести.

На основе анализа результатов измерений скоростей ползучести делается вывод о допустимой депрессии на забое скважины. Графики зависимостей деформации от нагрузки характерных образцов показаны на рисунках 12,13.

Рисунок 12 - График зависимости рисун0к 13 - График зависимости деформации от нагрузки образца деформации от нагрузки образца керна керна Сладковского месторождения Морозовского месторождения

По данным, полученным при испытаниях кернового материала, для горизонта Сладковского месторождения рассчитаны значения модуля упругости (12500 МПа), коэффициента Пуассона (0,23), угла внутреннего трения (>5=36 коэффициента сцепления породы (10 МПа). Оптимальный угол наклона скважины 27 рекомендуемая плотность жидкости, насыщающей пласт (например, жидкости глушения) 0,70-1,1 г/см3. Для горизонта III Морозовского месторождения рассчитаны значения модуля упругости (9000 МПа), коэффициента Пуассона (0,32), угла внутреннего трения (/5=41 °), коэффициента сцепления породы (1,2 МПа). Оптимальный угол наклона скважины 20 плотность насыщающей жидкости 1,35-1,4 г/см3. Возможны обвалообразования и пескопроявления, приводящие к осложнениям, что подтверждается данными промысловых исследований.

В четвертом разделе дано обоснование применению методов и технологий для ограничения и ликвидации пескопроявлений и технических средств для их осуществления.

При разработке нефтяных месторождений со слабосцементированными песчаниками и пескопроявлениями закономерно проявление обводнения и разрушения коллекторов в ПЗП. На таких месторождениях растет число скважин, эксплуатация которых осложнена наличием забойных песчаных и псевдоожиженных пробок, выносом жидкости и мехпримесей.

Рассмотрение проблемы влияния высоты песчаной пробки на дебит скважины и на вынос песка из пласта и решение задачи о дебите несовершенной скважины по степени вскрытия осуществлено Н. Кристеа, М.Маскетом и др.

В отечественной и мировой практике для предупреждения выноса песка в ствол скважины применяют как механические (установка фильтров различных конструкций), так и химические методы (закачивание химических реагентов для искусственной цементации зерен коллектора в ПЗП). Наибольшее распространение получили механические способы задержания песка, поскольку они обеспечивают прогнозируемую техническую политику и удовлетворяют требованиям безопасности.

Гидравлические характеристики фильтров различных конструкций исследовались Д. Клотцем, который построил графики зависимости проницаемости (потери напоров) фильтров от их скважности. Эти графики приведены на рисунке 14 и из них следует, что наилучшей проницаемостью обладают каркасно-проволочные фильтры. Причем, проницаемость изменяется в зависимости от скважности в широком диапазоне (корпусный фильтр ФСК).

При эксплуатации скважин на новых месторождениях и при бурении и эксплуатации новых скважин на давно разрабатываемых месторождениях, необходимо в процессе заканчивания оборудовать

скважины фильтрами с гравийной набивкой, поскольку мероприятия по предотвращению пескопроявлений из продуктивных отложений, предпринятые с самого начала эксплуатации, будут более эффективными, чем последующие ремонтно-восстановительные работы.

В работе указывается, что одной из основных причин разрушения коллекторов в ПЗП продуктивных пластов Сладковско-Морозовской группы месторождений является резкое снижение прочностных свойств коллекторов в результате размывания глинистого цемента и переувлажнения песчаников при обводнении нефтегазонасыщенных интервалов. Из этого следует, что одним из основных методов борьбы с образованием песчаных пробок на таких месторождениях является обязательная изоляция водопритоков.

В работе исследован универсальный состав и технология его применения для ограничения водопескопроявлений и повышения добычи нефти, который одновременно выполняет функции ограничения притока пластовых вод и закрепления пород-коллекторов в ПЗП, что препятствует обводнению и разрушению коллекторов и образованию песчаных пробок в стволе скважины, что в свою очередь способствует увеличению.дебитов и достижению проектных КИН. Оптимальная композиция для закрепления

0.3

10 20 30 40 50 60 Скважность.

1 - каркасно-проволочные фильтры;

2 - фильтры с мостообразными отверстиями;

3 - щелевые фильтры с открытой перфорацией;

4 - сетчатые фильтры с сетками галунного плетения.

Рисунок 14-Распределение потерь конструкций от скважности

ПЗП и повышения нефтеотдачи пласта состоит из смолы, жидкого отвердителя и порообразователя. Для установления оптимальной (наиболее эффективной) концентрации химических реагентов были проведены многочисленные лабораторные экспериментальные исследования с использованием теории математического планирования эксперимента, а обработка результатов экспериментов проведена с использованем метода наименьших квадратов и при помощи регрессионного анализа.

В результате проведенного регрессионного анализа получено уравнение регрессии (7) - взаимосвязи между коэффициентом «Y», характеризующим степень отверждения разработанной

пескозакрепляющей композиции по объему с обеспечением оптимальной прочности и проницаемости коллектора в ПЗП, и концентрацией каждого компонента состава (Хь Х2, Хз):

Y = -1,651+0,526 Х,+ 1,213 Х2 +0,517 Х3. (7)

Разработаны составы крепящих и изолирующих композиции на

основе смол и отвердителей под товарным названием «Геотерм - 01; 02; 03», выпускаемые отечественной промышленностью по ТУ 2257-07526161597-2007 для различных термобарических условий нефтяных и газовых залежей.

Решение проблемы выноса песка в ствол скважины связано с необходимостью предотвращения пробкообразования при освоении и эксплуатации скважин, повышении их производительности. Для этих целей разработан и выпускается отечественной промышленностью скважинный многосекционный песочный сепаратор (ППМС) (рисунок 15).

Рисунок 15 - Схематический разрез скважинного песочного сепаратора

1 - патрубок насоса; 2 - корпус песочного сепаратора; 3 - переводник; 4 - двухсторонний переводник; 5, 6 - трубки; 7 - корпус ловильной камеры; 8, 9 - ловильные камеры; 10, 11 - поперечные каналы; 12, 13 - продольные каналы

Выполнение скважинного песочного сепаратора многосекционным с подключением секций в работу последовательно обеспечивает максимальное удаление песка из продукции скважины. Предлагаемое устройство решает задачу очистки добываемой жидкости из скважины от песка, повышает надежность работы глубинного скважинного насоса и обеспечивает добычу нефти в осложненных условиях.

Разработанный скважинный песочный сепаратор относится к обращенному типу сепаратора, когда скорость восходящего потока в ловильной камере в несколько раз меньше, чем скорость нисходящего потока жидкости, что обеспечивает осаждение песка.

На рисунке 16 приведены данные по скважинам Морозовского месторождения (дебит жидкости, концентрация выносимых частиц и средняя наработка на отказ) до установки односекционных и многосекционных песочных сепараторов и после установки. Из рисунка следует, что применение многосекционных песочных сепараторов эффективнее односекционных в части уменьшения концентрации выносимых частиц и увеличения наработки на отказ.

Односекыионный сепаратор ^ 256

„ г - • ** * " "

189 . — • — ' —

Г'"

I 110 , а' ------------------

ь_ 221

Многосекциониыи сепаратор з____о. 282

1К5 ______

Г -----

14.? ¡.б)

'1 —-------

-л - дебит жидкости ((}ж)\м/сут;

2 К J--> - концентрация выносимых чэстли (КВЧ), мг/л:

3) ^---и - средняя наработка на агкаэ(СНО), сут.

Рисунок 16 - Данные по скважинам до установки песочных сепараторов (а) и после установки (б)

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выявлены и изучены основные факторы выноса мелкодисперсных частиц из продуктивных отложений в скважинах Сладковско-Морозовской группы месторождений. Даны рекомендации по предупреждению пескопроявления в добывающих скважинах и разрушения эксплуатационных колонн в области перфорации в нефтяных и газовых скважинах на площадях Сладковско-Морозовской группы.

2. Выявлена зависимость коэффициента извлечения нефти от интенсивности выноса мелкодисперсных частиц из продуктивного пласта, обеспечивающего изменение пористости и структуры порового пространства как в призабойной зоне скважины, так и на удалении от ствола.

3. Представлен единый подход к моделированию различных технологических процессов нефтедобычи, сопровождающихся изменениями структуры порового пространства. В частности, смоделированы явления, происходящие при переносе малоконцентрированных суспензий двухфазным фильтрационным

потоком. Модели позволяют определить зону изменения коллекторских свойств пласта, в какое время и как изменения отразятся на нефтеотдаче в зависимости от конкретных физико-геологических условий и режимов заводнения. Модельные представления теоретически обосновывают возможность блокирования запасов углеводородов в определенных зонах пласта.

4. Разработана методика исследования устойчивости и предела прочности слабосцементированных пород Сладковско-Морозовской группы месторождений.

5. Дано обоснование, разработаны технологии, технические средства и спецжидкости для ограничения и ликвидации пескопроявлений:

- полимерная водопескоудерживающая (закрепляющая) композиция на основе смолы ФР, жидкого отвердителя ОЖ и порообразователя (КН4)2СОз и технология ее применения. Освоен промышленный выпуск под товарным названием «Геотерм» по ТУ 2257-075-256161597-2007 (внедрена на месторождениях Краснодарского края, Западной Сибири, о. Сахалин, Ставропольского края с эффективностью более 90 %);

- противопесочный многосекционный сепаратор с размещением секций друг над другом (ППМС), обеспечивающий максимальное удаление песка из продукции. Освоен промышленный выпуск.

6. Применение авторских научно - технических и технологических разработок в области ограничения водопескопроявлений, только на месторождениях Сладковско-Морозовской группы месторождений Кранодарского края дало экономический эффект более 100 млн. рублей.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Гилаев А.Г. Снижение негативного влияния промышленных и бытовых отходов на окружающею среду при разработке месторождений

высоковязких нефтей / Б.Г. Дзетль, Г.И. Орлов, Ю.Л. Кульчицкий, Е.А. Тригубова, Д.Е. Долов, A.C. Кульнев, Н.Б. Дзетль, А.Г. Гилаев // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей. Материалы 3-й международной практической конференции. Краснодар: Изд-во «Роснефть», № 3. 2001. - С.55-56.

2. Гилаев А.Г. Технология комплексной очистки загрязненной нефти и нефтепродуктов. Обезвреживание и утилизация нефтешламов, замозученных фунтов и данных осадков / И.В. Дзетль, Н.Б. Дзетль, А.Г. Гилаев, Д.Е. Долов, Е.А. Тригубова // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей. Материалы 4-й международной практической конференции. Краснодар, № 4. 2003 - С.36-37

3. Гилаев А.Г. Разложения и нейтрализация некондиционных нефтепродуктов в нефтешламах, замозученных грунтов и данных осадках. / Д.В. Корнилов, Н.Б. Дзетль, А.Г. Гилаев, В.Г. Дзетль // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей. Материалы 4-й международной практической конференции, Краснодар, № 4. 2003. - С.37-

38.

4. Гилаев А.Г. Бурение скважин с применением комплексной технологии обезвреживания и утилизации отходов бурения / Н.Б. Дзетль, Б.Г. Дзетль, Ю.Л. Кульчицкий, Е.А. Тригубова, А.Г. Гилаев // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей. Материалы 4-й международной практической конференции, Краснодар, № 4. 2003. - С.38-

39.

5. Гилаев А.Г. Пескопроявление в добывающих скважинах и нарушение обсадных колонн. Оценка закономерностей распределения пластовых, поровых давлений по разрезу скважин Сладковско-Морозовской группы месторождений / В.Ю. Близнюков, А.Г. Гилаев, Г.Г.

Гилаев, Р.Т. Еганьянц, З.Х. Моллаев // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море» - 2010. - № 1. - С. 17-22.

6. Гилаев А.Г. Вопросы эксплуатации пескопроявляющих пластов. Влияние пластового давления на вынос песка из коллектора при эксплуатации добывающих скважин / В.Ю. Близнюков, А.Г. Гилаев, Г.Г. Гилаев, З.Х. Моллаев, A.C. Повапихин, Р.Т. Еганьянц И НТЖ «Инженер-нефтяник» - 2010. - № 1. - С. 11-23.

7. Гилаев А.Г. Обоснование условий расчета и выбор прочностных характеристик эксплуатационных колонн Сладковско-Морозовской группы месторождений / В.Ю. Близнюков, А.Г. Гилаев, Г.Г. Гилаев, Р.Т. Еганьянц // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море» - 2010. - № 2. - С. 31-38.

8. Гилаев А.Г. Основные причины и методы предупреждения нарушений обсадных колонн при разработке пескопроявляющих продуктивных пластов / В.Ю. Близнюков, А.Г. Гилаев, Г.Г. Гилаев, З.Х. Моллаев, A.C. Повалихин, Р.Т. Еганьянц // НТЖ «Инженер-нефтяник» -2010,-№2.-С. 5-11.

9. Гилаев А.Г. Влияние физико-механических свойств пласта и падения пластового давления на пескопроявление / В.Ю. Близнюков, А.Г. Гилаев, Р.Ф. Исламов, З.Х. Моллаев, A.C. Повалихин, Р.Т. Еганьянц II НТЖ «Инженер-нефтяник» - 2010. - № 3. - С. 5-9.

10. Гилаев А.Г. Анализ нарушений эксплуатационных колонн при разработке пескопроявляющих продуктивных пластов с аномально высокими пластовыми давлениями / В.Ю. Близнюков, А.Г. Гилаев, Г.Г. Гилаев // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море» - 2010. - № 6. - С. 50-54.

Соискатель А. Г. Гилаев

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Гилаев, Артем Ганиевич, Москва

Научный центр нелинейной волновой механики и технологии РАН

(НЦ НВМТ РАН)

61 12-5/1743

На правах рукописи

Гилаев Артем Ганиевич

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ВЫНОСА МЕЛКИХ ЧАСТИЦ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА НА ИЗМЕНЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Специальность 25.00.17 - "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель кандидат технических наук Артамонов Вадим Юрьевич

Москва - 2012

СОДЕРЖАНИЕ

Стр.

ВВЕДЕНИЕ............................................................................. 4

1. АНАЛИЗ УСТОЙЧИВОСТИ ПОРОД В СКВАЖИНАХ СЛАДКОВСКО-МОРОЗОВСКОЙ ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН В ИНТЕРВАЛАХ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ.................................................................. 9

1.1. Геолого-физическая характеристика продуктивных коллекторов Сладковско-Морозовской группы месторождений............................. 9

1.2. Оценка закономерностей распределения пластовых, поровых давлений по разрезу скважин Сладковско - Морозовской группы месторождений......................................................................... 18

1.3. Пескопроявление в добывающих скважинах и нарушение обсадных колонн. Устойчивость пород в скважинах Сладковско-Морозовской группы месторождений..........................................................................................31

1.4. Выводы по главе 1 .............................................................. 38

2. МАТЕМАТИЧЕСКАЯ ЗАДАЧА ПЕРЕНОСА МЕЛКОДИСПЕРСНЫХ ЧАСТИЦ В СЛАБОСЦЕМЕНТИРОВАННЫХ ПЕСЧАННИКАХ ............................................................................................................................................41

2.1. Процессы в нефтенасыщенном пласте, протекающие при выносе мелкодисперсных частиц............................................................. 41

2.2. Влияние массопереноса мелкодисперсных частиц на устойчивость эксплуатационных колонн....................................... 57

2.3. Выводы по главе 2.......................................................... 63

3 ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ ПОРОД В СКВАЖИНАХ СЛАДКОВСКО-МОРОЗОВСКОЙ ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.................................................................. 64

3.1. Разработка методики исследования устойчивости

слабосцементированных пород....................................................... 64

3.2. Математическая модель устойчивости стволов наклонных скважин................................................................................... 77

3.3. Методика определения параметров бурения и допустимых депрессий................................................................................. 88

3.4. Разработка методики определения параметров устойчивости стволов при испытании образцов на одноосное сжатие........................ 91

3.5. Предел прочности нефтенасыщенной породы в условиях слабосцементированных песчаников.............................................. 98

3.6. Выводы по главе 3........................................................... 110

4 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЙ. РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫХ РАБОТ ........................ 112

4.1. Анализ изменения коэффициента продуктивности скважин с выносом мелкодисперсных частиц................................................ 112

4.2. Обоснование выбора типов и конструкций противопесочных фильтров и разработка песочного сепаратора для оборудования нефтегазовых скважин................................................................ 115

4.3. Обоснование и разработка физико-химического метода и технологии закрепления прискважинной зоны пласта и ограничения пескопроявления 137

4.4. Результаты опытно-промысловых работ по обеспечению устойчивости стволов скважин Сладковско-Морозовской группы месторождений и анализ КИН с выносом мелкодисперсных частиц...... 150

4.5. Выводы по главе 4.......................................................... 157

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 160

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 162

Приложение 174

ВВЕДЕНИЕ

Современное состояние разработки многих месторождений нефти в Западной Сибири и Краснодарского края характеризуется ухудшением структуры запасов. Удельный вес низкопроницаемых коллекторов превышает 60 %. Кроме того, продуктивные пласты ряда нефтяных месторождений характеризуются слабосцементированными песчаниками, которые, с одной стороны, усложняют процесс разработки формированием на забое скважин песчаных пробок, ухудшением условий работы скважинного оборудования и уменьшением межремонтного периода скважинных насосов, с другой - способствуют изменению емкостных и фильтрационных параметров продуктивного пласта за счет массопереноса мелкодисперсных частиц. Последнее явление оказывает существенное влияние на формирование фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны скважин, способствуя как увеличению открытой пористости и эффективной проницаемости породы, обусловленных выносом мелкодисперсных частиц, так и уменьшению фильтрационно-емкостных характеристик пласта из-за переноса мелкодисперсных частиц из удаленной зоны пласта в прискважинную зону, уменьшая градиент давления в пласте за счет увеличения потерь давления в приствольной зоне.

В первую очередь это относится к месторождениям, представленными залежами со слабосцементированными коллекторами, в том числе и Сладковско-Морозовской группы, на примере которой выполнены исследования и решены задачи, поставленные в данной диссертационной работе.

Длительные периоды эксплуатации скважин обусловили возникновение негерметичности колонн и заколонных перетоков воды, обводнение продуктивных пластов, их разрушение и образование песчаных пробок. Эти обстоятельства приводят к значительному количеству (до 26 %) неработающих скважин по причине высокой обводненности (до 96 %) и наличия песка (до 0,5 кг /1 м" нефти) в продукции. Отключение этих скважин из процесса разработки не позволяет достичь проектных величин добычи и коэффициента извлечения нефти. В этой ситуации актуальна проблема повышения эффективности разработки нефтяных месторождений со слабосцементированными песчаниками за счет эффективного проведения мероприятий по ограничению и ликвидации водопескопроявлений.

Цель работы

Основные задачи исследования

3. Анализ методов борьбы с пескопроявлениями в скважинах Сладковско-Морозовской группы месторождений.

5. Разработка методики исследования устойчивости слабосцементированных пород.

Научная новизна выполненной работы

2. Научно обоснована и разработана методика исследования устойчивости слабосцементированных пород.

Основные защищаемые положения:

2. Методика исследования устойчивости слабосцементированных пород.

3. Состав полимерной водопескоудерживающей жидкости.

Практическая ценность и реализация

2. Разработанная полимерная водопескоудерживающая (закрепляющая) композиция на основе смолы ФР, жидкого отвердителя ОЖ и порообразователя (МН4)2СОз и технология ее применения для повышения добычи апробированы на месторождениях Ставропольского, Краснодарского краев с высоким (более 0,9) коэффициентом успешности. По разработанным, техническим условиям (ТУ 2257-075-26161597-2007) осуществляется выпуск водопескоудерживающей (закрепляющей) композиции отечественной промышленностью под названием «Геотерм».

Экономический эффект от применения авторских разработок за 20062011 гг. составил более 130 млн. руб.

Апробация результатов исследований

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 10 печатных работах, в том числе 3 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

1.1. Геолого-физическая характеристика продуктивных коллекторов Сладковско-Морозовской группы месторождений

Сладковско-Морозовская группа месторождений включает в свой состав следующие залежи: Морозовская (М); Западно-Морозовская (3-М); Южно-Морозовская (Ю-М); Сладковская (С); Южно-Сладковская (Ю-С); Западно-Беликовская (3-Б); Восточно-Черноярковская (В-Ч); Терноватая (Т); Западно-Мечетская (3-М); Варавенская (В); Чумаковская (Ч); Южморгеологическая (ЮМГ); Свистельниковская; Восточно-чумаковская. Обзорная карта Сладковско-Морозовской группы месторождений приведена на рисунке 1.1. Все месторождения данной группы характеризуются аномально высокими значениями пластового давления (АВПД) с коэффициентами аномальности 1,7 - 2,1 с разбросом значений пластовой температуры от 120 до 127 °С.

Нефтегазоносность района приурочена к И, III, IV, V пачкам чокракских отложений миоцена, залегающих на глубинах от 2800 до 3100 м.

Терригенные отложения чокракского горизонта характеризуются небольшим диапазоном изменения коллекторских свойств: нефтенасыщенные толщины от 2 до 8 м; пористость от 0,25 до 0,28; нефтенасыщенность от 0,59 до 0,79; насыщающие пласт углеводороды отличаются высоким газосодержанием нефти от 120 до 1176 мЗ/мЗ (соответственно Варавенское, Западно-Мечетское месторождения). Пластовая нефть характеризуется пониженной плотностью 0,78 - 0,82 т/мЗ и вязкостью менее 1 мПа*с. Запасы углеводородного сырья Сладковского,

Южно-Сладковского, Терноватого и ЮМГ месторождений поставлены на государственный баланс как запасы газоконденсатных залежей.

Лчусео

0-Сятш.тщ чейуогопь О КочюЦрн

НоиюО 1

ЮМ Г

^ Ва^шесское #

П|*и>ос\ное З-Ь'^рсывсж

3-Ш-щглф^ лШ3'

Пегчаное шь ш9 * \

| Ов-Чер^о»сшс о^тржот ЧернЬьрадвска

Куши * — ф.руНу;Нгкае ' С/З-Вайсковая

х.

щт С-Губернаторшя I

гч Кубовая Ч О ГШернатэрсаЛ, ,

О лШС1С-ЛЫ1ЙкОК<Щ _

^Щ Щ ЧумзшьАйй г%

Чтазшвбкое л ¿¿к ,, уС> и —„

<— З-Кагишэ* С&жттш -

--х-——

Курнанская ' АиаПСШ»?б^рЮКСКИЙ учартСЖ

Красноармейская;

Славянок на кубани

йрениковсжак

о Троицкая

Рисунок 1.1 - Обзорная карат месторождений западной части Западно-Кубанского прогиба

Основные геолого-физические параметры месторождений Сладковско-Морозовской группы приведены в табл. 1.1.

Запасы нефти по всем месторождениям подсчитаны объемным методом. Границы залежей и развитие нефтенасыщенных коллекторов определены по данным сейсмических исследований, параметры пористости и нефтенасыщенности - по данным геофизических исследований скважин (ГИС). Залежи нефти по месторождениям - литологически и тектонически замкнутые и только по Восточно-Черноерковскому, Варавенскому и Сладковскому месторождениям подтверждено наличие ВНК.

Таблица 1.1 - Геолого-физические характеристики продуктивных пластов

месторождений Сладковско-Морозовской группы месторождений

Месторождение Варавенское Западно - Морозовское

Параметры Vi горизонт У2 горизонт IV горизонт IVа горизонт

Средняя глубина залегания, м 2 595 2 645 2 902 2 959

Тип залежи пластовая, тектонически и литологически ограниченная пластовая, тектонически и литологически ограниченная

Тип коллектора терригенный терригенный терригенно -поровый терригенно -поровый

Площадь нефтеносности, тыс.м2 643,2 770,7 2 926 2 614

Средняя общая толщина, м 9,0 11,0

Средняя нефтенасьпценая толщина, м 2,8 2,5 8,0 5,5

Давление насыщения, МП а 17,70 18,00 35,58 н/д

Пористость, % 27,7 26,5 27,0 26,0

Коэффициент нефтенасыщености, доли ед. 0,451 0,440 0,680 0,650

Газасодержание, мЗ/т 194,2 173,3 1 305,0 1 305,0

Проницаемость (ГДИ), 10-Змкм2 17,0 17,0 102,0 н/д

Коэффициент песчанитости, доли ед. 0,620 0,470

Коэффициент вытеснения нефти, доли ед. 0,680 0,680

Начальная пластовая температура, оС 121,0 120,0 124,0 н/д

Начальное пластовое давление, МПа 49,5 49,9 58,2 н/д

Плотность нефти (пласт.усл.), г/смЗ 0,683 0,670 0,413 н/д

Плотность нефти (пов.усл.), г/смЗ 0,796 0,802 0,775 0,775

Плотность газа по воздуху, г/смЗ 0,9700 1,0600

Вязкость в пластовых условиях, мПа-с 0,20 0,20 0,15 н/д

Объемный коэффициент нефти, доли ед. 1,4580 1,3980 3,9130 3,9130

Содержание парафинов в нефти, % 8,0 8,1 5,04 4,36

Содержание смол + асфальтенов в нефти, % 3,6 - 4,0 2-6 н/д н/д

Содержание серы в нефти, % - 0,16-0,38 0,10 0,06

Месторождение Западно - Беликовское Западно - Мечетское

Параметры III (III, / III2) горизонт IV горизонт IV горизонт г/] горизонт

Средняя глубина залегания, м 2 829 / 2 866,5 2 901 2 910 2 930

Тип залежи литологически - тектонически экранированная литологически - тектонически экранированная литологически -тектоническая литологически -тектоническая

Тип коллектора терригенно -поровый терригенно-поровый терригенный терригенный

Площадь нефтеносности, тыс.м2 708 / 2 779 4 554,0 999,8 1 599,7

Средняя общая толщина, м 8,2/7,8 5,2 9,0 7,0

Средняя нефтенасыщеная толщина, м 0,87 / 2,8 2,7 3,0 2,5

Давление насыщения, МП а 46,70 33,30 52,30 35,40

Пористость, % 23,7 / 22,9 25,3 23,7/22,9 25,3

Коэффициент нефтенасыщености, доли ед. 0,553 / 0,605 0,766 0,790 0,690

Газасодержание, мЗ/т 954,0 954,0 1 399,6 1 573,3

Проницаемость (ГДИ), 10-Змкм2 228,3/436,8 519,0 654,0

Коэффициент песчанитости, доли ед. 0,2 / 0,4 0,680 0,654 0,614

Коэффициент вытеснения нефти, доли ед. 0,750

Начальная пластовая температура, оС 124,0 121,0 123,0

Начальное пластовое давление, МПа 59,2 57,7 45,2

Плотность нефти (пласт.усл.), г/смЗ 0,524

Плотность нефти (пов.усл.), г/смЗ 0,771 /0,772 0,778 / 0,78 0,780 0,747

Плотность газа по воздуху, г/смЗ 0,7134 0,7201

Вязкость в пластовых условиях, мПа-с 0,20 1,96 1,55

Объемный коэффициент нефти, доли ед. 2,2220 2,2220 2,2830 2,2470

Содержание парафинов в нефти, % н/д / 3,5 4,9 3,1 3,9

Содержание смол + асфальтенов в нефти, % н/д / 0,6 1,8 н/д н/д

Содержание серы в нефти, % н/д/0,12 0,1 н/д н/д

Месторождение Восточно -Черноерковское Морозовское

Параметры IV горизонт IV горизонт III горизонт II горизонт

Средняя глубина залегания, м 2 830 2 750 2 685

Тип залежи литолого -структурно -тектоническая пластовая, тектонически экранирован., литологически ограниченная пластовая, тектонически экранированная, литологически

Информация о работе

Гилаев, Артем Ганиевич
кандидата технических наук
Москва, 2012
ВАК 25.00.17

Диссертация

Исследование влияния выноса мелких частиц продуктивного пласта на изменение нефтеотдачи низкопроницаемых коллекторов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы