Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Методика структуризации остаточной нефти в техногенно измененных пластах

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Методика структуризации остаточной нефти в техногенно измененных пластах"

На правах рукописи

НОВИКОВА ОЛЬГА НИКОЛАЕВНА

МЕТОДИКА СТРУКТУРИЗАЦИИ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ В ТЕХНОГЕННО ИЗМЕНЕННЫХ ПЛАСТАХ

Специальность: 25.00.12. - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва 2006

Работа выполнена на кафедре Промысловой геологии нефти и газа

Российского Государственного Университета нефти и газа им. И.М. Губкина

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Михайлов H.H. Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук, профессор Халимов Э.М.

кандидат геолого- минералогических наук Максимов М.М.

Ведущая организация: Институт проблем нефти газа

Российской Академии Наук (ИПНГ РАН).

Защита состоится « Ut&ftQ- 2006 г., в часов, в ауд. заседании

Диссертационного совета Д.212.200.02 при Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: Москва, В-296 ГСП-1, 119991, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан 200<эг.

Ученый секретарь Диссертационного совета к. г.-м.н., доцент

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

На современном этапе развития нефтяной промышленности России значительное число нефтяных месторождений страны находится на поздней стадии эксплуатации с низким уровнем добычи нефти и высокой обводненностью добываемой продукции. Прирост запасов, по стране в целом, отстает от годовых уровней добычи нефти. В связи с этим источниками пополнения запасов становятся месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, освоение которых требует применения специальных дорогостоящих технологий, что сдерживает их внедрение. В то же время, разрабатываемые на сегодняшний день месторождения характеризуются невысокими коэффициентами извлечения нефти (КИН) -около 0.3. Соответственно, в недрах остается огромное количество запасов нефти, которое может быть использовано в качестве ресурсной базы для нефтедобычи на разрабатываемых и обустроенных месторождениях, имеющих необходимую развитую инфраструктуру и квалифицированный кадровый персонал.

В настоящее время имеется множество технологий, позволяющих доизвлечь запасы остаточной нефти. Однако остаточная нефть обладает сложной динамической структурой, состоящей из нескольких отдельных видов, которые имеют различные физические свойства и степень подвижности. Соответственно, применяемые технологии оказываются эффективными лишь для отдельных видов остаточной нефти. Для обоснования рациональных методов и технологий доизвлечения остаточных запасов необходимо знать виды, структуру остаточной нефти и характер ее распределения в объеме залежи. В соответствии с имеющимися отраслевыми нормативными документами анализ остаточных запасов следует проводить на основе постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ). Однако современные ПДГТМ не позволяют дифференцировать, изучать и прогнозировать остаточное нефтенасыщение и не дают возможности осуществлять анализ содержания и распределения каждого отдельного вида остаточной нефти в техногенно измененных пластах. Поэтому, разработка методики, позволяющей детально структуризировать остаточную нефть по видам и степени подвижности, а также позволяющей моделировать адресное распределение разли>|0ПП5ШГОвгт>ет«гочной нефти в

I ПИ«. НАЦИОНАЛ»}" *

i библиотека

объеме техно генно измененной залежи с помощью ПДГТМ представляет большой научный и практический интерес. Решение этих актуальных задач повысит точность прогноза нефтеотдачи и извлекаемости остаточных запасов, а также позволит более обоснованно подходить к выбору методов воздействия на техногенно измененные пласты при доразработке залежи.

Месторождение, выбранное в качестве объекта исследования, является характерным примером коллекторов с аномально сложным геологическим строением и трудно извлекаемыми запасами нефти, как с позиций геолого-промысловых характеристик, так и с позиций осуществляемой разработки. Уже в начальной стадии освоения пластов КЖ10-п возникли большие сложности при добыче нефти из коллекторов. А в настоящее время запасы нефти могут быть отнесены к остаточным.

Принципиальные выводы и методические решения, сделанные в результате изучения выбранного объекта во многом будут справедливы и для других месторождений с осложненными геолого-физическими условиями.

Таким образом, разработка методики структуризации остаточной нефти является актуальной, и будет способствовать решению задачи пополнения ресурсной базы страны.

Цель работы:

Разработка методики структуризации остаточной нефти по видам и степени подвижности, а так же прогнозирование адресного распределения этих видов остаточной нефти в объеме пласта для обоснования технологий доразработки обводненных залежей.

Объект исследования: Обводненные техногенно измененные терригенные отложения пластов КЖю.ц шеркалинскош горизонта нижней юры тюменской свиты Талинской площади Красноленинского нефтяного месторождения.

Основные задачи исследований:

1. Обоснование структуры остаточных запасов в техногенно измененных пластах и выделение отдельных видов остаточной нефти.

2. Комплексный анализ геолого-физических критериев подвижности выделенных видов остаточной нефти.

3. Разработка методики структуризации остаточной нефти по видам и степени подвижности на основе совместного использования результатов моделирования заводнения и данных комплексного анализа керна.

4. Установление взаимосвязей между коллекторекими свойствами, свойствами внутрипоровой поверхности и количественным содержанием выделенных видов остаточной нефти.

5. Создание алгоритма адресного прогнозирования структуры распределения остаточной нефти на основе постоянно действующей геолого-технологической модели (ПДГТМ).

6. Выявление закономерностей распределения разных видов остаточной нефти на заводненном участке техногенно измененной залежи.

Методы решения поставленных задач:

Для решения поставленных задач использовались методы лабораторного исследования керна и моделирования заводнения, методы статистического анализа результатов лабораторных экспериментов, а так же методы геолого-промыслового моделирования залежей и анализа разработки на основе ПДГТМ (геологическая и гидродинамическая модели).

Защищаемые положения:

1. Методика структуризации остаточной нефти по видам и степени подвижности, основанная на комплексном использовании лабораторного моделирования заводнения и результатов изучения остаточной нефти по данным анализа керна.

2. Алгоритм адресного прогнозирования распределения различных видов остаточной нефти в заводненном пласте на основе ПДГТМ.

3. Закономерности распределения видов остаточной нефти на примере заводненного участка техногенно измененной залежи.

Научная новизна работы:

1. Предложена методика структуризации остаточной нефти техногенно измененных пластов, позволяющая выделить виды остаточной нефти по степени подвижности;

2. Впервые, для пластов Юкю-и шеркалинской свиты Талинской площади Красноленинского нефтяного месторождения комплексно проанализирован ряд лабораторных измерений и получены нетипичные корреляционные зависимости между фильтрационно-емкостными характеристиками пласта и величинами остаточной нефти, выражающиеся в

увеличении коэффициента остаточной нефтенасыщенности с увеличением коэффициента проницаемости.

3. Впервые, для исследуемого объекта, установлено влияние геолого-физических свойств пласта на содержание и степень подвижности остаточной нефти;

4. Предложен алгоритм адресного прогнозирования распределения разных видов остаточной нефти, различающихся по степени подвижности и извлекаемое™, выполняемый на основе ГТДГТМ.

5. Впервые, для исследуемого объекта, получена структура и распределение остаточной нефти в геологической модели пласта, а так же рассчитан ожидаемый эффект от доизвлечения запасов остаточной нефти.

Практическая значимость работы.

Практическая ценность разработанной методики заключается в повышении эффективности разработки за счет определения структуры и подвижности остаточных запасов нефти. Методика структуризации остаточной нефти позволяет выделить охваченные и неохваченные процессом заводнения участки техногенно измененного пласта. В участках, охваченных заводнением, появляется возможность структурировать остаточную нефть по видам, и прогнозировать её распределение в пласте для последующего целенаправленного адресного воздействия на скопления подвижных видов остаточной нефти. Предложенные методики могут быть использованы исследовательскими и производственными организациями отрасли при анализе и проектировании разработки с целью решения задач адресного прогнозирования распределения остаточной нефти и обоснования эффективных технологий ее доизвлечения, а так же способов воздействия на техногенно измененный пласт для повышения нефтеотдачи.

Апробация работы.

Полученные в работе результаты докладывались и обсуждались на: 4-й научно-практической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» - М: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, январь 2001 г.; 5-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». - М: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, январь 2003 г.; 6-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, январь 2005 г.;

молодежной секции научно-практической конференции «Геомодель - 2002», апрель 2002 г.; XVI Губкинских Чтений: «Развитие нефтегазовой геологии -основа укрепления минеральное сырьевой базы», ноябрь 2002 г.; XVII Губкинских чтениях: «Нефтегазовая геологическая наука - XXI век», посвященных 75-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, декабрь 2004 г.; научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников вузов и научных организаций «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу». М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, март 2004 г.; международной конференции «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья» - М.: ИПНГ РАН, ГЕОС, ноябрь 2004 г.; семинаре «Остаточные запасы нефти и технология их доизвлечения» в учебно-исследовательском центре повышения квалификации РГУ нефти и газа им И.М. Губкина в период 14.04. - 26.04. 2003 г.; Всероссийском семинаре «Теория и практика разработки и эксплуатации нефтяных и нефтегазовых месторождений», Москва, ВНИИнефть им. Акад. А.П. Крылова, 2004г.;

В полном объеме диссертация докладывалась на: семинарах кафедры Промысловой геологии нефти и газа РГУ Нефти и газа им. И.М. Губкина; XVII Губкинских чтениях, декабрь 2004г.; 6-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», январь 2005г.; отчетной конференции по программе ОГО РАН «Фундаментальные проблемы геологии и геохимии нефти и газа и развития нефтегазового комплекса России», ноябрь 2005г.

Внедрение результатов работы.

Результаты работы использовались:

1. в учебном процессе при чтении лекций по курсу «Геолого-промысловый анализ разработки эксплуатационных объектов» на кафедре Промысловой геологии нефти и газа РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002 - 2004 г;

2. в материалах семинара «Остаточные запасы нефти и технологии их доизвлечения» в учебно-исследовательском центре повышения квалификации РГУ нефти и газа им И.М. Губкина, с 14.04 по 26.04 2003 г.;

3. отдельные методические разработки, выполненные в диссертационной работе, использовались в ОАО «Центральная

Геофизическая Экспедиция» при технико-экономическом обосновании коэффициентов извлечения нефти и растворенного газа Красноленинского месторождения;

4. разработанная методика рекомендована и принята к использованию для построения гидродинамической модели пластов ЮК10.ц Красноленинского месторождения;

5. результаты структуризации остаточной нефти приняты отделом геологии и разработки ОАО «ТНК-Нягань» для обоснования адресных технологий доизвлечения остаточной нефти.

Публикации результатов работы.

По теме диссертации автором опубликовано 11 работ, 8 из них в тезисах научных конференций, 1 в журнале «Геология нефти и газа», 1 в журнале «Нефтегазопромысловый инжиниринг», 1 в сборнике статей РАН.

Объем и структура работы.

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения. Содержит 150 страниц машинописного текста, включая 80 рисунков, 12 таблиц и библиографический список использованной литературы из 199 наименований. В основу диссертационной работы положены результаты исследований, выполненные соискателем в период обучения в аспирантуре, а так же в период исследовательской деятельности с 2002 г. по 2005 г. Работа выполнена на кафедре Промысловой геологии нефти и газа Российского Государственного Университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автор выражает признательность заведующему кафедры Промысловой геологии нефти и газа ГРУ нефти и газа им И.М. Губкина -профессору Вагину С.Б., профессорам кафедры Гутману И.С, и Чоловскому И.П. за ценные советы и замечания при обсуждении работы, а так же всему коллективу кафедры за поддержку работы. Особую благодарность автор выражает своему научному руководителю доктору т.н., академику РАЕН, профессору Михайлову H.H., идеи которого легли в основу диссертации. Автор так же признателен заместителю главного инженера ОАО «ЦГЭ», к.т.н. Ахапкину М.Ю. и начальнику отдела геологического моделирования ОАО «ЦГЭ» Величкиной Н.Ф. за консультации и помощь при проведении моделирования на основе ПДГТМ. Автор благодарит ст.н.с. ИПНГ РАН JI.C. Сечину за омощь при анализе результатов лабораторных исследований керна.

Содержание работы.

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цели, задачи, новизна и практическая значимость работы.

В первой главе рассматривается состояние изученности проблемы остаточной нефтенасьпценности на основе анализа сложившихся к настоящему времени геолого-физических и гидродинамических представлений о структуре и свойствах остаточной нефти, изложенных в работах известных Российских ученых отраслевой науки Дмитриевского А.Н., Желтова Ю.В., Михайлова H.H., Сургучева M.JL, Ковалева А.Г. и др., а так же ряда зарубежных исследователей: Ф.Дульен, Anderson W.C., Chatzis I., Morrow N.R., Larson R.G, Lenormand R. и др.

Нефтенасыщение продуктивных пластов является одним из важнейших параметров, характеризующих промышленную ценность коллектора и определяющих эффективность систем разработки. Существующее до эксплуатации природное (начальное) состояние нефтенасыщенных коллекторов в процессе разработки изменяется и преобразуется в сложное по насыщенности состояние, на которое, помимо геологической неоднородности и других природных факторов, большое влияние оказывают и технологические, такие как система разработки и условия вытеснения нефти. Подавляющее большинство нефтяных месторождений России разрабатывается с использованием заводнения. В процессе заводнения тип смачиваемости и поверхностные свойства коллекторов оказывают существенное влияние на характер распределения нефти и воды во внутрипоровом пространстве. В заводненном коллекторе формируется остаточное нефтенасыщение (ОНН), обладающее особой структурой, свойствами и распределением в пласте. Нефтенасыщение разрабатываемого пласта представляется двумя классами: нефтенасыщение невыработанных участков коллектора (не охваченных процессом заводнения) и ОНН заводненных пластов. В заводненных пластах выделяются несколько видов ОНН: капиллярно-защемленное, адсорбированное, пленочное ОНН и ОНН тупиковых (непроточных) пор. Вместе они составляют остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. Изучение каждого из этих видов и всей структуры остаточного нефтенасьпцения разрабатываемых пластов в целом необходимо в связи с проблемой информационного обеспечения и структуризации, оценки и прогноза ОНН в разрабатываемых пластах, а так же при адресном проектировании методов увеличения нефтеотдачи. Поэтому, в первой главе анализируются известные механизмы образования различных видов ОНН.

Адсорбированная ОНН формируется преимущественно в гидрофобных участках коллектора. Свойства адсорбированной ОНН зависят от состава пластовой нефти, от термобарических условий в пластах, минерального

состава пористой среды и состава пластовых вод. Полярные компоненты природных нефтей являются поверхностно-активными веществами и адсорбируются на внутрипоровой поверхности минерального скелета породы. Адсорбированная нефть, за счет действия поверхностных сил межмолекулярного взаимодействия, в свою очередь, удерживает на своей поверхности слой пленочной нефти. ОНН тупиковых пор формируется в порах со сложным строением и в извилистых капиллярах, которые с гидродинамической точки зрения являются застойными (не проточными) зонами пустотного объема, и в них не возможен процесс вытеснения ни под действием гидродинамических, ни под действием капиллярных сил. В этих порах возможны лишь медленные массообменные процессы с проточными порами. По отдельности, два последних вида ОНН, существующими на сегодняшний день лабораторными методами выделить сложно, поэтому они определяются совместно. Капиллярно-защемленная ОНН представляет собой микроскопические капли нефти - глобулы, защемленные в расширениях порового пространства - порах, узлах пор. В процессе вытеснения нефти водой, под действием капиллярных сил, происходит защемление нефти в пористой среде. В зависимости и по мере снижения соотношения капиллярных и гидродинамических сил (АРк/АРг), выделяется три режима образования ОНН. При капиллярном режиме нефть защемляется в крупных порах, при капиллярно-напорном режиме объемы защемленной нефти уменьшаются, а при автомодельном режиме вытеснения условия для защемления отсутствуют и остаточное нефтенасыщение соответствует минимальным значениям (рис 1.1).

Анализ информативности способов исследования и определения ОНН показывает, что некоторые из описанных видов ОНН определяются экспериментами на керне в лабораторных условиях. В настоящее время не получено количественных связей между выделенными видами ОНН и свойствами пласта, что не позволяет априори количественно оценить содержание этих видов, дать структуру и распределение ОНН в пласте. Как показывают многие исследователи, в общем случае зависимости ОНН от фильтрационных и микроструктурных свойств породы отсутствуют. Это связано с тем, что разные виды ОНН образовываются при разных режимах вытеснения. В то же время, для капиллярного и автомодельного режимов такие связи должны существовать. (Рис. 1.2).

Наличие связи с коллекторекими свойствами породы и является основным критерием структуризации ОНН. Поэтому, для решения поставленной задачи необходимо дифференцировать как саму ОНН, так и методы ее исследования, и привязать их к условиям ее формирования. Кроме того, с тактической точки зрения необходимо более четко дифференцировать структуру ОНН, основываясь на критерии ее

подвижности и извлекаемости. В работе проведено качественное исследование информативности различных методов определения ОНИ по критериям оценки выделенных видов ОНИ. Анализ литературных источников и лабораторных исследований показал, что только при комплексном использовании результатов исследований остаточной нефтенасыщенности, включающих как оценку величин ОНН, так и идентификацию режимов ее образования, можно получить наиболее полное представление о структуре и распределении остаточной нефти в техногенно измененном пласте.

а) ДРк »ДРг б)ДРк = ДРг в) ДРк < ДРг

Рис.1.1. Схема капиллярного защемления нефти в отдельной поре - а) и б), а затем ее вытеснения при перепаде давления - в).

ЛРк/ЛРг - соотношение капиллярных и гидродинамических сил.

Стрелками показано направление вытеснения.

Рис. 1.2. Зависимость коэффициентов ОН () от соотношения капиллярных и

напорных сш(АРк/АРг)при трех режимах вытеснения нефти водой. П,р1 и П^ -критические значения градиента гидродинамического давления..

Во второй главе приводятся общие сведения о геолого-промысловой характеристике выбранного объекта исследования и детально описывается геологическое строение нижнеюрских отложения шеркалинской свиты Талинской площади (продуктивные пласты ЮКю-и)- Пласты обладают высокой степенью неоднородности, представлены переслаиванием песчаных, гравелито-песчаных и алевгюлитопых поооп с тинистыми пазчостями. Высокая литологическая неоднородность коллектора связана с присутствием пропластков, отличающихся по литологическому составу и свойствам, длина которых меньше расстояния между скважинами.

Фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пород КЖю.ц полностью определяются структурой пустотного пространства. Одной из литолого-микроструктурных особенностей пород является аномальное строение норового пространства, которое является одной из причин формирования повышенных значений остаточной нефти. По сравнению с породами юрского и мелового возраста других залежей Западно-Сибирской НГП, Волго-Уральской НТО и других районов, можно привести следующие отличия характеристик пустотного пространства: отношение медианных диаметров [мкм] пор и поровых каналов Мс1п/Мс1к (для ЮКю-и оно составляет 70, в то время как для других объектов оно варьирует от 2 до 5); суммарная протяженность поровых каналов £1к рассматриваемых пластов составляет 2.5 м/мм3, для других - 0.9 м/мм3; координационное число среднестатистических поровых узлов пород {3 = № ЛЧгт (где № - число поровых каналов, соединяющих поры, № - число пор) равно 10 и 5 соответственно.

Еще одной немаловажной причиной формирования повышенных значений ОНН и отличительной чертой пластов ЮК10.ц является смешанный тип смачиваемости. Породы, слагающие коллектор этих пластов, содержат как гидрофильные, так и гидрофобные участки, что обуславливает наличие в нем всех видов остаточной нефти.

Кроме того, для продуктивных пород ЮКю-п, сложенных разными литологическими группами, характерна высокая неоднородность распределения в пласте пористости и, особенно, проницаемости. Диапазон изменения коэффициента проницаемости для песчаников составляет от 0,001 до 0,1 мкм2, а для гравелитов от 0,03 до единиц мкм2.

Таким образом, характерная структура порового пространства, смешанная смачиваемость и неоднородность по проницаемости является определяющими критериями структуризации остаточной нефти.

Нефть пластов ЮКю-п является легкой, маловязкой, с малым содержанием смоло-асфальтеновых фракций. Отмечено наличие парафина, однако аномалий скорости фильтрации в зависимости от перепада давлений не обнаружено, поэтому нефть является обычной ньютоновской жидкостью. Таким образом, наличие целиков остаточной нефти с неньютоновскими (вязкопластичными) свойствами, для рассматриваемых пластов не характерно.

Краткий анализ разработки пластов ЮКю-п Талинской площади

95% от проектной, пласты эксплуатируются со средней обводненностью 8592% при среднем дебите скважин 5-6 т/сут. Текущая нефтеотдача не превышает 11%, конечная - прогнозируется на уровне 13%, в то время как

утвержденный коэффициент извлечения нефти (КИН) равен 0,257. При этом охват заводнением нефтенасыщенной толщины пласта очень мал, зоны пласта с ухудшенной проницаемостью в разработку практически не вовлекаются. Реальная перспектива получения крайне низкого КИН, порядка 13% (почти в два раза ниже запроектированного) не приемлема ни с экономической, ни с технологической точки зрения. Неэффективное состояние разработки объекта связано с особенностями строения продуктивных пластов, структуры порового пространства и с используемой системой разработки.

Таким образом, особенности формирования ОНИ на рассматриваемом объекте, при реализуемой системе разработки, связаны как с микронеоднородным строением коллектора (проявляющемся в аномально сложной структуре порового пространства, смешанной смачиваемости породы и неоднородности распределения проницаемости), так и в макронеоднородном строении пласта (выраженной высокой литологической неоднородностью, чередовании разных по литологическому составу и размерам пропластков).

Третья глава посвящена созданию методики структуризации разных видов остаточной нефтенасыщенности по физико-гидродинамическим и литолого-микроструктурным критериям подвижности на основе комплексного анализа моделирования вытеснения и лабораторных исследований на керне.

Исходя из анализа сложившихся условий разработки, характеризующихся обводненностью продукции более 90%, текущее нефтенасьпцение рассматриваемого объекта можно считать близким к остаточному. Основной объем коллектора техногенно изменен, и остаточное нефтенасьпцение техногенно измененных разрабатываемых пластов ЮКю-ц может быть представлено двумя уровнями формирования остаточной нефти (ОН):

1) ОН макроуровня, сосредоточенная в участках коллектора, не охваченных процессом воздействия в силу макронеоднородности строения коллектора - в непромытых пропластках, целиках, застойных зонах и линзах. Как правило, невовлечение в разработку таких участков пласта происходит по двум типам причин: технологическим и геологическим. К технологическим относятся: засорение призабойной зоны, применяемая девятиточечная система расстановки скважин; разгазирование нефти; несоответствие реальной геологической неоднородности проектной и др. Геологическими являются: аномальная слоистая неоднородность строения коллектора (существенная литологическая изменчивость, прерывистость и выклинивание пластов); резкое изменение ФЕС по площади и по разрезу. Все

это вместе приводит к низкому коэффициенту охвата вытеснением, который создает искусственную структуру остаточного техногенного насыщения. На участках, слабо затронутых процессом заводнения, структура нефтенасыщения близка к природному (начальному) состоянию и нефтенасыщение определяется стандартным образом.

2) ОН микроуровня формируется в промытом объеме коллектора при вытеснении нефти в процессе заводнения. Она остается в заводненном пласте за счет микронеоднородного строения коллектора. В процессе замещения нефти водой коллектор претерпевает техногенные изменения, выражающиеся в последовательном и динамичном изменении смачиваемости поверхности пор. Разнообразная по видам, ОН микроуровня локализуется в порах, в поровых каналах и на внутренней поверхности пор. Именно этот тип ОН представляет интерес, так как содержащие его участки пластов вовлечены в процесс вытеснения, а при использовании технологий повышения нефтеотдачи, за счет увеличения коэффициента вытеснения, остаточная нефть этих участков может быть доизвлечена. Остаточная нефть обоих уровней анализируется и исследуется далее в процессе выполнения работы.

Для технологических целей, остаточную нефть микроуровня в техногенно измененных пластах необходимо разделить на два типа по

степени подвижности. Первый тип - прочно связанная ОН не

извлекаемая из пласта с помощью традиционных технологий. Она состоит из адсорбированной, пленочной ОН и ОН непроточных пор. Второй тип -условно подвижная ОН, представляющая собой капиллярно-защемленную

ОН (]<£[,), извлекаемую из пласта путем проведения геолого-

технологических мероприятий.

Так как остаточная нефть заводненных участков пластов обладает различной степенью подвижности, то для эффективного ее доизвлечения необходимо целенаправленно воздействовать на скопления условно подвижной ОН. Для выделения именно этого типа ОН, нужно определить структуру и распределение всех видов ОН в объеме коллектора. Это связано с тем, что в настоящее время не существует методов прямого определения величин того или иного вида остаточной нефти независимо друг от друга. Поэтому, для оценки доли условно подвижной и прочно связанной

составляюитей ОН сначала определялась общая (остаточная

нефтенасыщенность техногенно измененного пласта, а затем рассчитывались величины связанной и подвижной ОН.

Определение общей остаточной нефтенасыщенности. Из рассмотренных в первой главе представлений вытекает, что при капиллярном режиме вытеснения нефти на формирование капиллярно-защемленной ОН особо влияет структура пустотного пространства и ФЕС породы (Рис. 1.2.). Поэтому, чтобы получить истинную величину общей ОН, необходимо выбрать такой метод ее определения, по результатам которого будут видны четкие зависимости между коэффициентами разных видов ОНН и ФЕС породы (проницаемостью, смачиваемостью и др.). Величины ОНН определяют в лабораторных условиях, обычно либо при анализе кернов, извлеченных из заводненного пласта без герметизации, либо при воспроизведении процесса заводнения в лабораторных условиях на кернах. В данном случае, при разработке методики структуризации ОН, использовались результаты обоих типов исследований. Для правомерности их использования была определена информационная значимость каждого имеющегося эксперимента и применимость их результатов к условиям различных режимов образования остаточной нефти.

Известно, что ОНН заводненных пластов представлена как прочно связанной, практически не измененной, так и условно подвижной ОН. Их сумму обозначается общим коэффициентом остаточной нефтенасыщенности:

(1)

где: - коэффшргент капиллярно-защемпепнойусловпо подвижной ОН,

{Спря! ' коэффициент прочно связанной ОН, объединяющий в себе адсорбированную, пленочную ОН и ОН непроточных пор.

В соответствии с кривой зависимости ОНН от соотношения капиллярных и напорных сил (рис. 1.2), общая остаточная

нефтенасыщенность }С1бш соответствует максимальному значению }("

левой ветви этой кривой. Она постоянна для всего диапазона реализации капиллярного режима вытеснения. При капиллярном режиме ФЕС и соответствующие капиллярные силы определяют распределение ОН и

характеризуют значения общей ОН При реализации капиллярно-

напорного режима, под действием гидродинамического перепада (АР,) ОНН уменьшается, что связано с частичным вытеснением условно подвижной ее

составляющей - капиллярно защемленной ОН (}С"_3)- К началу реализации

автомодельного режима в коллекторе остается лишь прочно связанная ОН

(АСс.)- ® работе такая схема образования и вытеснения остаточной нефти

проиллюстрирована на примере разгерметизированного керна, отобранного из заводненного пласта. При подъеме такого керна на поверхность, под действием возрастающего перепада давления из него вытесняется условно подвижная часть ОН, а прочно связанная ОН остается.

Оценка ОНИ и моделирование процесса вытеснения нефти проводилась с привлечением данных лабораторных и керновых исследований образцов пластов ЮКю_ц шеркалинской свиты Талинской площади Красноленинского месторождения. При выборе эксперимента, по результатам которого определялся коэффициент общей остаточной нефти

(1Сбш)> основным критерием являлось наличие четких связей с проницаемостью (Кпр), так как проницаемость имеет довольно широкий диапазон изменения значений, что весьма удобно для дальнейшего геологического моделирования. Эксперименты по лабораторному моделированию заводнения осуществлялись в соответствии с отраслевым стандартом ОСТ 39-195-86. По стандарту, важным этапом подготовки образца для проведения эксперимента является экстрагирование керна, то есть, удаление из него, в том числе и прочно связанного ОНН, (которое при вытеснении из реального коллектора не извлекается), в результате чего испытываемый образец керна становится чисто гидрофильным, после чего полностью насыщается моделью нефти. При анализе результатов экспериментов учитывалось, что оставшаяся после вытеснения из экстрагированного образца нефть, кроме капиллярно-защемленной ОН, включает в себя так же долю нефти, удаленной из керна во время экстракции, то есть долю прочно связанной ОН, которую необходимо определить независимым способом. Таким образом, результаты опыта должны удовлетворять следующему условию:

/С ю °пыта 1С ^ Кс.' (2)

По результатам моделирования, были построены связи А*^ от ФЕС (рис. 2).

Эксперименты по моделированию К8Ь1Т, проведенные в СибНИИНП, соответствовали критерием капиллярного режима вытеснения. По результатам этих экспериментов было обнаружено наличие четких корреляционных связей ОНН с проницаемостью (К„р), которая показана на

рис.2. Зависимость дифференцирована для разных литологических типов коллектора пластов ЮК10-11 Талинской площади Красноленинского месторождения. Таким образом, обосновано использование результатов эксперимента, воспроизводящего процесс заводнения, удовлетворяющего условиям капиллярного режима и моделирующего образование общей ОН.

- Мелкозернистые песчаники

- Крупнозернистые песчаники и гравелиты

Рис 2 Зависимость общей остаточной нефтенасыщенности от проницаемости

Определение коэффициента прочно связанной ОН. Прочно связанная

остаточная нефть (остается в коллекторе при реализации

автомодельного режима вытеснения и представляет собой сумму адсорбированной, пленочной ОН и ОН непроточных пор. В реальных

условиях пласта, при заводнении, этот вид ОН не извлекается. ¡СИр^ определяется по анализу керна, отобранного из заводненного пласта при условиях, не предусматривающих герметизацию, путем оценки нефтенасьпцения разгерметизированного керна. Из исследуемого керна условно подвижная составляющая ОН уже вытеснена в процессе подъема его

на поверхность. И в керне остается , которая измеряется в

лабораторных условиях. Дифференциация прочно связанной ОН позволяет особо выделить отдельный вид - адсорбированную ОН (К^.) и виды, способные к некоторому движению при определенных физико-химических условиях - это пленочная ОН и ОН непроточных пор. Адсорбированная ОН,

входящая в состав определяется независимо по значениям

коэффициента гидрофобизации {вн). Процесс определения вн. основан на оценке характера смачиваемости внутренней поверхности пор. Он определяется в лабораторных условиях на основании закономерностей пленочного течения воды по поверхности пор образца керна в процессе

изотермической сушки образцов кериа, предварительно насыщенных водой. Коэффициент гидрофобизации, как долю площади поверхности, занятую углеводородами, определяют по кривым изотермической сушки образцов (метод испарения). На поверхности поровых каналов находится адсорбированный слой. Распределение нефти и воды в этом слое происходит пропорционально их энергиям адсорбции. Определив коэффициент гидрофобизации, рассчитывается коэффициент адсорбированной ОН:

(3)

где- вн - коэффициент гидрофобизации; 8уг - общая адсорбционная емкость

В настоящее время сложно провести достоверные независимые оценки пленочной ОН и ОН непроточных пор, так как в явном виде их выделить и определить затруднительно. Поэтому, в работе они изучаются совместно и рассчитываются, как доля прочно связанной ОН за исключением адсорбированной:

(4)

Таким образом, раздельно были определены коэффициенты всех видов

прочно-связанной ОН и их сумма - ■ Для пластов ЮКю-11 была получена

корреляционная зависимость всех видов прочно связанной ОН от проницаемости (рис.3).

К

0,35 0,30 0,25 0,20 пр.св 0]5

0,10 0,05 0,00

Г о (00

ж ♦ 00 „си / ? ©О ОО г

% ОчЯ

- Мелкозернистые песчаники

- Крупнозернистые песчаники

и гравелиты

ю

100

1000

Кир, мД.

Рис. 3. Зависимость от проницаемости породы по

I. прев

результатам анализа керна.

Наличие корреляционных связей между ¡(^^ и К„р, свидетельствует о

соответствии рассмотренных лабораторных экспериментов автомодельному режиму вытеснения. Этот факт подтверждает правомерность использования

полученных величин для решения поставленной задачи.

Результаты проанализированных экспериментов соответствуют условиям капиллярного и автомодельного режима образования ОН и удовлетворяют требованиям методики. При использовании величины общей ОН и прочно связанной ОН была рассчитана доля условно подвижной капиллярно-защемленной ОН:

¡^прсе

(5)

По результатам вычислений (5) были построены зависимости условно подвижной ОН от Кпр (рис. 4), показывающие четкую связь

капиллярно-защемленной остаточной нефти с проницаемостью породы. Это подтверждает факт формирования в капиллярном режиме вытеснения.

Так же, в результате моделирования, была получена четкая зависимость Квыт от проницаемости, выражающаяся в ухудшении процесса вытеснения при увеличении проницаемости коллектора. Такая характеристика еще раз подтверждает аномальность коллекторских свойств и геологического строения рассматриваемого объекта.

♦ ] - Мелкозернистые песчаники

О 1 - Крупнозернистые песчаники в гравелиты

КщьцД

Рис. 4. Зависимость капиллярно-защемленной ОН от проницаемости для разных типов коллектора пластов ЮКт.и Талинской площади.

Кроме того, проведенные исследования выявили четкую связь проницаемости с коэффициентом гидрофобизации, выражающуюся в повышении гидрофобизации с увеличением проницаемости коллектора. То есть, с увеличением Кпр увеличивается доля поровой поверхности с преобладанием гидрофобной смачиваемости породы и, как следствие этого, происходит адсорбция нефти на станках пор. Для всех этих параметров были рассчитаны уравнения зависимостей, которые были введены в геологическую модель с целью построения кубов и карт распределения значений этих параметров в объеме пласта.

Таким образом, разработанная методика позволяет структуризировать ОН по видам и степени подвижности на основе анализа комплекса

лабораторных исследований керна с использованием критериев структуризации. Так же, она позволяет определить соответствие результатов лабораторных экспериментов условиям образования ОН, и как результат, рассчитать коэффициент общего количества остаточной нефти, ее прочно связанную часть и условно подвижную, которая является основным резервом для доразработки промытых пластов.

В четвертой главе описывается применение методики структуризации остаточной нефти путем адресного моделирования распределения выделенных ее видов в пласте. Для целенаправленного воздействия на скопления подвижной ОН необходимо знать закономерности ее распределения в объеме залежи. Эта задача решается на основе выявленных связей каждого из видов ОН с Кпр. Инструментом построения распределения ОН служит постоянно действующая геолого-технологическая модель (ПДГТМ) в части детальной геологической модели. Используемая модель залежи наиболее полно отражает наши схематизированные представления о строение объекта исследования, основанные на доступной нам информации. Модель демонстрирует уровень наших знаний и ограничена возможностями компьютерного моделирования, поэтому точность результатов моделирования зависит от возможностей модели.

Коллектор исследуемого объекта содержит в себе остаточную нефть всех рассмотренных типов и видов. Основным критерием применимости разработанной методики структуризации ОН к ПДГТМ является значительная дифференциация ФЕС в объеме коллектора. Адресное моделирование ОН проводилось на основе кубов распределения проницаемости и начальной нефтенасыщенности, уже имеющихся в геологической части ПДГТМ. Были разработаны алгоритмы расчета параметров ОН. В модель были заложены уравнения зависимостей разных видов ОН от Кпр. В результате было получено трехмерное распределение параметров в кубе для каждого вида ОНН, измеряемой в долях единицы. Затем, на основе полученных кубов, рассчитывались линейные запасы ОН каждого вида и прогнозировалось их распределение в объеме пласта (м3/м3). Для более удобной визуализации из трехмерных кубов были построены двумерные карты (рис. 5). Распределение линейных запасов ОН на карте измеряется в м'/м2. На этих картах прослеживается закономерное распределение всех выявленных видов ОН в зависимости от распределения Кпр. Четко видны зоны повышенных значений ОНН, локальные участки скопления большого количества линейных запасов подвижной ОН. Анализируя полученные карты, можно определить перспективные зоны с высокими значениями ОН, а также спрогнозировать направления воздействия на них.

Рис 5 Карта распределения условно подвижных линейных запасов ОН (м'/м') Обозначенные участки содержат высокие значения запасов ОН и являются перспективными для доизвлечения Стрелками показаны предполагаемые правление воздействия

В пятой главе проводиться анализ результатов моделирования распределения ОН и прогнозирование степени извлечения остаточных запасов, из которого можно сделать следующие выводы:

1. Содержание остаточной нефти в породах-коллекторах ЮКю-п, рассчитанное по анализу керна, в целом достаточно высоко. Коэффициент капиллярно-защемленной ОН являющейся основным резервом для доизвлечения, изменяется от 0.13 до 0.34, при этом содержание ее в рассматриваемом участке залежи составляет 28 млн.м3 Прочно связанной ОН значительно меньше, максимальное значение (К„р - 0.3, минимальное - 0.037.3начения всей ОН (Ковщ) достигают 0.21 до 0.61. Учитывая то, что Кначнн составляет 08, такие высокие величины коэффициентов ОН свидетельствует о значительной ценности этих остаточных запасов нефти. Существенный положительный эффект достигаемый путем их доизвлечения рассчитан и показан далее.

2. Значения К^ для коллекторов первого типа (сложенного, преимущественно, из песчаника), в общем, значительно выше. Такая закономерность обусловлена характеристиками порового пространства, что подробно описано в главе 3. Распределение значений Кон в модели напрямую зависит от характера распределения Кщ,.

3. Содержание удельных запасов остаточной нефти на участке «А» пласта ЮКю в целом увеличиваются латеральной зоне участка, особенно в юго-западном и северо-восточном направлении, примерно от 1.5 до 2.5 м^м2 , достигая максимальных значений в купольных частях. Это продиктовано улучшением коллекторских свойств и увеличением эффективных нефтенасьпценных толщин.

4. В разрезе пласта ЮК10 (рис. 5) очевидно характерное распределение остаточной нефти - увеличение значений Кон снизу вверх, и особенно - ее скопление в подошвенной части. Это связано с тем, что именно подошвенная часть пласта характеризуется наилучшими коллекторскими свойствами -высокой пористостью и особенно, проницаемостью, что обусловленными условиями накопления осадка в донной части русла палеореки. Из зависимостей Кон видно, что особо высоких значений ОНН достигает при максимальных значениях Кпр, особенно для коллекторов второго типа, состоящих из крупнозернистых песчаников и гравелитов. Более

условиях такие ФЕС являются оптимальными для вытеснения нефти. Но, в условиях сложного микростроения порового пространства рассматриваемого

коллектора (смешанного типа смачиваемости, сильной гидрофобизованности гидрофильного коллектора), эти ФЕС являются осложняющими миграцию нефти, и способствующими формированию остаточного нефтенасыщения.

Проведенные исследования показали, что распределение ОНН по объему залежи подчиняется вполне определенным закономерностям, поддающимся изучению и количественной оценке современными методами и разработанной методикой. Эти данные следует учитывать при подсчете запасов и проектировании разработки.

Полнота и равномерность вытеснения углеводородов при разработке с заводнением, определяющие конечную нефтеотдачу, во многом зависят от содержания и характера распределения по объему залежи ОН и степени гидрофобизации пород-коллекторов. Поэтому учет этих факторов будет в значительной мере способствовать обоснованию выбора методов воздействия на пласты, обеспечивающих высокую нефтеодачу.

Проведенная в ПДГТМ структуризация ОН по видам и степени подвижности указывает на закономерности распределения ОНН, связанные с распределением проницаемости и характером смачиваемости породы. Для выявленных, в результате проведенной структуризации, локальных участков скопления остаточных запасов возможно планировать целенаправленное воздействие. Но для оценки полноты извлечения запасов нефти необходимо рассчитать осредненный по объему коэффициент вытеснения нефти (6):

Квыт-^-Хон^Кначш' <6>

где • Кон - средний коэф. общей ОН; ^нач нн " ^дний коэф. начальной нефтенасыщенности).

Для пластов ЮКю-ц К составил 0,38. (таблица 1)

оЫ г/Т

Для исследуемого участка, с использованием гидродинамической модели ПДГТМ, так же определяется прогнозная величина конечного КИН, характеризующая степень извлечения нефти при реализуемой технологии разработки (заводнения). КИН определялся по стандартной формуле (7):

КИН=аи^/Цнач (7)

где: Оши- извлекаемые запасы нефти; б т начальные запасы нефти.

По результатам моделирования с использованием ПДГТМ (гидродинамическая часть), нефтеотдача на исследуемом участке составляет

О, 134. Используя соотношение А.П. Крылова для нефтеотдачи был определен осредненный коэффициент охвата(8):

Кохв = Ч Квыт (8)

где: Т] млп* - нефтеодача по модели, достигаемая при условии применяемой системы разработки, ^выт ~ коэффициент вытеснения нефти.

Таблица 1.

Результаты подсчетов запасов нефти, Кшт и КИНучастка «А» Талинской площади при реализуемой системе разработки.

№ Параметр Размер- Остаточн. Начальная Остаточная нефть

ность нефть нефтенас- Общая Прочно Условно

макро ность связан. подв.

уровня Кнн нач Кон общ Кон пр.св Кон к-з

1 2 3 4

1. Коэф.нефтенас. Д. ед. 0.8 0.8 0.53 0.23 0.31

2. Коэф. вытесн. Д. ед. 0.38

3. Запасы, <3 млн.м3 0.7 60 48 20 28

4. КИН по модели Д. ед. 0.134

5. Коэф.охвата Д. ед. 0.3

Таким образом, в модели, при К = 0,38 и текущей нефтеотдаче 7,

выт

составляющей 13%, коэффициент охвата составляет 0,3. Следовательно, 70% объема участка залежи остается не охвачено процессом заводнения и содержит остаточную нефть макроуровня (в целиках). Следует заметить что, модернизируя существующую систему разработки можно добиться увеличения как Квыт, так и Кохв. Используя вышеприведенные величины "выт' оценить конечную величину нефтензвлечения, достигаемую

например, при охвате (^охв) равном 0.9, что становиться возможным при

изменении технологий извлечения нефти (таблица 2).

Таким образом, увеличив коэффициент охвата до 0.9, путем доизвлечения остаточной нефти макроуровня, можно повысить нефтеотдачу до 0.34. С другой стороны, при достигнутом коэффициенте охвата, равном 0.3, коэффициент вытеснения на рассматриваемом участке составляет всего лишь 0.38. При увеличении только А" до 0.8 нефтеотдача могла бы

составить 0.24, что на 11% больше достигнутой при реализуемой системе разработки (таблица 2).

Таблица 2.

Результаты подсчетов запасов нефти, Квыт и КИНучастка «А» Талшской площади при изменении технологий извлечения нефти.

№ Параметр Размер- Остаточн. Начальная Остаточная нефть

ность нефть нефтенас- Общая Прочно Условно

макро ность связан. подв.

уровня Кнн нач Кон общ Кон яр.св Кон к-з

1 2 3 4

1. Коэф.нефтенас. Д. ед. 0.8 0.8 0.53 0.23 0.31

2. Коэф. вытесн. Д. ед. 0.8

3. Запасы, (} млн.м3 0.7 60 48 20 28

4. КИН по модели Д.ед. 0.24

5. Коэф. охвата Д. ед. 0.9

6. Нефтеотдача Д. ед. 0.34

Как показывает анализ рассчитанных остаточных запасов нефти, а так же коэффициентов её извлечения, вытеснения и охвата, рассматриваемый участок имеет весьма большой резерв в виде капиллярно-защемленной остаточной нефти, и остаточной нефти не охваченной процессом заводнения. Однако реализуемая на сегодняшний день система разработки пластов ЮКю-п является неприемлемой ни с точки зрения эффективности вытеснения, ни с точки зрения охвата пластов процессом заводнения. Для интенсификации добычи необходимо не только изменение методов воздействия на пласт, но главное - определение структуры остаточных запасов для реализации целенаправленного воздействия. Таким образом, разработанная методика может способствовать существенному доизвлечению остаточной нефти.

В работе проанализированы возможные технологические решения по доизвлечению условно подвижной остаточной нефти (уплотнение сетки скважин, бурение горизонтальных стволов, интенсификация отбора жидкости). Проанализированы так же возможные варианты доизвлечения остаточной нефти в зонах, не охваченных процессом воздействия. К ним относятся методы, повышающие коэффициеш охвата. Это гидроразрыв пласта, зарезки боковых горизонтальных стволов, технологии водогазового воздействия и др. А так же технологии, направленные на увеличение

вязкости вытесняющего агента -биополимерное заводнение, закачка в пласт оторочек полифункциональных растворов. Для повышения Квыт применяются газовые методы.

Таким образом, разработанная методика структуризации дает возможность структурировать остаточную нефть, моделировать ее распределение в объеме пласта и позволяет оценить перспективные участки с высокими значениями дифференцированных по видам и подвижности запасов ОН с целью ее доизнлечения. Она позволяет адресно проектировать и применять технологии доизвлечения конкретных видов остаточной нефтенасыщенности, более подходящих по химическим свойствам и физическому воздействию.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1. На основе представлений о механизме формирования и свойствах остаточного нефтенасьпцения, применительно к условиям пластов ЮК10.п, проведено разделение остаточной нефти на макро и микроуровень, а так же на виды, характеризуемые разной степенью подвижности.

2. Для решения задач структуризации ОН были проанализированы эксперименты, позволяющие оценить коэффициент вытеснения нефти, а так же количество некоторых видов ОН. Из них были выбраны те лабораторные эксперименты, условия которых удовлетворяют капиллярному режиму вытеснения и образования ОН. Критерием применимости служила четкая зависимость коэффициентов вытеснения и коэффициентов ОН от фильтрационно-емкостных свойств породы.

3. По результатам лабораторных экспериментов по вытеснению нефти водой были установлены зависимости разных видов ОН от коэффициента проницаемости. Полученные зависимости были дифференцированы по литологическим типам породы коллектора ЮКю-п- При наличии такой литологической дифференциации в геологической модели объекта может быть повышена точность определений коэффициентов ОН.

4. Разработан алгоритм применения полученной методики структуризации ОН в ПДГТМ для моделирования распределения различных видов ОН.

5. Впервые, по разработанному алгоритму, с помощью модулей пакета Irap RMS в геологической части ПДГТМ была получена структура и распределение разных видов остаточной нефти в объеме участка техногенно

измененного пласта ЮКю-ц Талинской площади Красноленинского нефтяного месторождения.

6. Впервые, в результате геологического моделирования, были получены значения удельных линейных запасов каждого выявленного вида остаточной нефти, а так же получена структура распределения этих запасов в коллекторе.

7. Выявленные структура и распределение остаточной нефти по видам в объеме пласта позволяют оценить возможности доизвлечения остаточной нефти различными прогрессивными технологиями.

СПИСОК РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Новикова О. Н. Влияние геологической изменчивости на выработку трудноизвлекаемых запасов Талинского нефтяного месторождения. -Тезисы докладов 4-й научно-практической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» - М: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, январь 2001, с. 52.

2. Новикова О. Н. Критерии структуризации остаточной нефти в пластах высокой неоднородности коллектора. - Тезисы докладов молодежной секции научно-практической конференции «Геомодель - 2002». - М.: Учебная полиграфия МГУ им М. В. Ломоносова, апрель 2002, с. 40.

3. Новикова О.Н., Сечина Л.С. Использование данных анализа керна для структуризации остаточной нефти в сложно построенных пластах. -Тезисы докладов XVI Губкинских Чтений: «Развитие нефтегазовой геологии - основа укрепления минеральное сырьевой базы» - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, ноябрь 2002, с. 136.

4. Новикова О.Н. Критерии изучения структуры остаточной нефти на Талинском месторождении. - Геология нефти и газа, 5/2002, стр. 47 - 52.

5. Новикова О.Н., Сечина Л.С. Методика структуризации остаточной нефти на основе лабораторного моделирования и данных анализа керна. — Тезисы докладов 5-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, январь 2003, стр. 120.

6. Новикова О.Н. Методика структуризации остаточной нефти в сложно построенных коллекторах. - Тезисы докладов научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников вузов и научных организаций «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу». М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, март 2004, стр.31.

7. Михайлов H.H., Новикова О.Н., Сечина Л.С. Методика структуризации остаточной нефти в заводненных пластах. — Материалы международной конференции «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья» -М.: ИПНГ РАН, ГЕОС, ноябрь 2004, стр.137

8. Новикова О.Н. Методика структуризации остаточной нефти в сложно построенных коллекторах. - Тезисы докладов XVII Губкинских чтений: «Нефтегазовая геологическая наука - XXI век», посвященной 75-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, декабрь 2004, стр. 139.

9. Новикова О.Н. Разработка методики структуризации остаточной нефти в сложно построенных коллекторах. - Тезисы докладов 6-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России».-М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, январь 2005, стр.25.

10. Михайлов H.H., Новикова О.Н. Методические аспекты структуризации остаточной нефтенас ыщенности в техногенно измененных пластах. -Нефтегазопромысловый инжиниринг, 4/2005, стр. 22 - 27.

11. Михайлов H.H., Новикова О.Н. Научные основы структуризации остаточной нефти в техногенно измененных пластах. - Сборник статей «Фундаментальные проблемы геологии и геохимии нефти и газа и развития нефтегазового комплекса России». - М.: РАН, 2006г. (находиться в печати)

Соискатель Новикова О.Н.

к исполнению 15/02/2006 Исполнено 16/02/2006

Заказ № 81 Тираж 140 экз

ООО «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 Москва, Варшавское ш, 36 (495) 975-78-56 (495) 747-64-70 www autoreferat ru

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Новикова, Ольга Николаевна

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ ПРОБЛЕМЫ

1.1. Существующие представления о структуре и свойствах остаточной нефти и механизмах ее образования

1.1.1. Природное нефтенасыщение продуктивных пластов.

1.1.2. Нефтенасыщение разрабатываемых пластов.

1.1.3. Распределение остаточной нефти в пласте.

1.1.4. Структура и свойства остаточного нефтенасыщения промытых пластов.

1.2. Методы оценки остаточной нефтенасыщенности заводненных пластов и проблема их информативности.

1.3. Динамические модели остаточной нефтенасыщенности.

ГЛАВА 2. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1. Геологическое строение и нефтегазоводоносность площади.

2.1.1. Физико-географические сведения о районе исследований.

2.1.2. Стратиграфия.

2.1.3. Тектоническа.

2.1.4. Изученность, нефтегазоносность и гидрогеология.

2.2. Промыслово-геологическая характеристика объекта исследования.

2.2.1. Детальная корреляция разреза.

2.2.2. Литолого-физическая характеристика продуктивных пластов.

2.3.Краткая история и текущее состояние разработки рассматриваемого объекта.

2.3.1.Краткая история проектирования разработки.

2.3.2. Динамика основных показателей и текущее состояние разработки.

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ И СТРУКТУРИЗАЦИИ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ

3.1. Выделение основных типов и разработка методики структуризации остаточной нефти в продуктивных пластах Талинской площади на основе современных представлений.

3.2. Моделирование остаточной нефтенасыщенности вытеснением нефти водой при меняющихся условиях вытеснения.

3.3. Моделирование ОНН в условиях капиллярного режима вытеснения.

3.4. Определение прочно связанной остаточной нефти на основе лабораторного исследования керна.

3.5. Вычисление условно подвижной остаточной нефти.

3.6. Учет переходной зоны для адресного моделирования в ПДГТМ

ГЛАВА 4. ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДИКИ СТРУКТУРИЗАЦИИ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ К ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩЕЙ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ.

4.1. Описание базовой модели.

4.2. Создание в модели трехмерных параметров остаточной нефти.

4.3. Создание поверхностей на основе трехмерных параметров остаточной нефти.

4.4. Визуализация двумерных карт распределения остаточной нефти.

ГЛАВА 5. АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ И РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ НА РАССМАТРИВАЕМОМ ОБЪЕКТЕ

5.1. Особенности распределения структуры остаточной нефти в продуктивной толще.

5.2. Прогнозирование содержания остаточной нефти пласте ЮКю.

5.3. Методы воздействия на продуктивные отложения с целью доизвлечения подвижной остаточной нефти.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Методика структуризации остаточной нефти в техногенно измененных пластах"

Актуальность проблемы.

На современном этапе развития нефтяной промышленности России значительное число нефтяных месторождений страны находится на поздней стадии эксплуатации с низким уровнем добычи нефти и высокой обводненностью добываемой продукции. Прирост запасов, по стране в целом, отстает от годовых уровней добычи нефти. В связи с этим источниками пополнения запасов становятся месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, освоение которых требует применения специальных дорогостоящих технологий, что сдерживает их внедрение. В то же время, разрабатываемые на сегодняшний день месторождения характеризуются невысокими коэффициентами извлечения нефти (КИН) - около 0.3. Соответственно, в недрах остается огромное количество запасов нефти, которое может быть использовано в качестве ресурсной базы для нефтедобычи на разрабатываемых и обустроенных месторождениях, имеющих необходимую развитую инфраструктуру и квалифицированный кадровый персонал.

В настоящее время имеется множество технологий, позволяющих доизвлечь запасы остаточной нефти. Однако остаточная нефть обладает сложной динамической структурой, состоящей из нескольких отдельных видов, которые имеют различные физические свойства и степень подвижности. Соответственно, применяемые технологии оказываются эффективными лишь для отдельных видов остаточной нефти. Для обоснования рациональных методов и технологий доизвлечения остаточных запасов необходимо знать виды, структуру остаточной нефти и характер ее распределения в объеме залежи. В соответствии с имеющимися отраслевыми нормативными документами анализ остаточных запасов следует проводить на основе постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ). Однако современные ПДГТМ не позволяют дифференцировать, изучать и прогнозировать остаточное нефтенасыщение и не дают возможности осуществлять анализ содержания и распределения каждого отдельного вида остаточной нефти в техногенно измененных пластах. Поэтому, разработка методики, позволяющей детально структуризировать остаточную нефть по видам и степени подвижности, а также позволяющей моделировать адресное распределение различных видов остаточной нефти в объеме техногенно измененной залежи с помощью ПДГТМ представляет большой научный и практический интерес. Решение этих актуальных задач повысит точность прогноза нефтеотдачи и извлекаемости остаточных запасов, а также позволит более обоснованно подходить к выбору методов воздействия на техногенно измененные пласты при доразработке залежи.

Месторождение, выбранное в качестве объекта исследования, является характерным примером коллекторов с аномально сложным геологическим строением и трудно извлекаемыми запасами нефти, как с позиций геолого-промысловых характеристик, так и с позиций осуществляемой разработки. Уже в начальной стадии освоения пластов ЮКю-п возникли большие сложности при добыче нефти из коллекторов. А в настоящее время запасы нефти могут быть отнесены к остаточным.

Принципиальные выводы и методические решения, сделанные в результате изучения выбранного объекта во многом будут справедливы и для других месторождений с осложненными геолого-физическими условиями.

Таким образом, разработка методики структуризации остаточной нефти является актуальной, и будет способствовать решению задачи пополнения ресурсной базы страны.

Цель работы:

Разработка методики структуризации остаточной нефти по видам и степени подвижности, а так же прогнозирование адресного распределения этих видов остаточной нефти в объеме пласта для обоснования технологий доразработки обводненных залежей.

Объект исследования: Обводненные техногенно измененные терригенные отложения пластов ЮКю-п шеркалинского горизонта нижней юры тюменской свиты Талинской площади Красноленинского нефтяного месторождения.

Основные задачи исследований:

1. Обоснование структуры остаточных запасов в техногенно измененных пластах и выделение отдельных видов остаточной нефти.

2. Комплексный анализ геолого-физических критериев подвижности выделенных видов остаточной нефти.

3. Разработка методики структуризации остаточной нефти по видам и степени подвижности на основе совместного использования результатов моделирования заводнения и данных комплексного анализа керна.

4. Установление взаимосвязей между коллекторскими свойствами, свойствами внутрипоровой поверхности и количественным содержанием выделенных видов остаточной нефти.

5. Создание алгоритма адресного прогнозирования структуры распределения остаточной нефти на основе постоянно действующей геолого-технологической модели (ГТДГТМ).

6. Выявление закономерностей распределения разных видов остаточной нефти на заводненном участке техногенно измененной залежи.

Методы решения поставленных задач:

Для решения поставленных задач использовались методы лабораторного исследования керна и моделирования заводнения, методы статистического анализа результатов лабораторных экспериментов, а так же методы геолого-промыслового моделирования залежей и анализа разработки на основе ГТДГТМ (геологическая и гидродинамическая модели).

Защищаемые положения:

1. Методика структуризации остаточной нефти по видам и степени подвижности, основанная на комплексном использовании лабораторного моделирования заводнения и результатов изучения остаточной нефти по данным анализа керна.

2. Алгоритм адресного прогнозирования распределения различных видов остаточной нефти в заводненном пласте на основе ГТДГТМ.

3. Закономерности распределения видов остаточной нефти на примере заводненного участка техногенно измененной залежи.

Научная новизна работы:

1. Предложена методика структуризации остаточной нефти техногенно измененных пластов, позволяющая выделить виды остаточной нефти по степени подвижности;

2. Впервые, для пластов Юкю-п шеркалинской свиты Талинской площади Красноленииского нефтяного месторождения комплексно проанализирован ряд лабораторных измерений и получены нетипичные корреляционные зависимости между фильтрационно-емкостными характеристиками пласта и величинами остаточной нефти, выражающиеся в увеличении коэффициента остаточной нефтенасыщенности с увеличением коэффициента проницаемости.

3. Впервые, для исследуемого объекта, установлено влияние геолого-физических свойств пласта на содержание и степень подвижности остаточной нефти;

4. Предложен алгоритм адресного прогнозирования распределения разных видов остаточной нефти, различающихся по степени подвижности и извлекаемости, выполняемый на основе ПДГТМ.

5. Впервые, для исследуемого объекта, получена структура и распределение остаточной нефти в геологической модели пласта, а так же рассчитан ожидаемый эффект от доизвлечеиия запасов остаточной нефти.

Практическая значимость работы.

Практическая ценность разработанной методики заключается в повышении эффективности разработки за счет определения структуры и подвижности остаточных запасов нефти. Методика структуризации остаточной нефти позволяет выделить охваченные и неохваченные процессом заводнения участки техногенно измененного пласта. В участках, охваченных заводнением, появляется возможность структурировать остаточную нефть по видам, и прогнозировать её распределение в пласте для последующего целенаправленного адресного воздействия на скопления подвижных видов остаточной нефти. Предложенные методики могут быть использованы исследовательскими и производственными организациями отрасли при анализе и проектировании разработки с целью решения задач адресного прогнозирования распределения остаточной нефти и обоснования эффективных технологий ее доизвлечеиия, а так же способов воздействия на техногенно измененный пласт для повышения нефтеотдачи.

Апробация работы.

Полученные в работе результаты докладывались и обсуждались на: 4-й научно-практической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» - М: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, январь 2001 г.; 5-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, январь 2003 г.; 6-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, январь 2005 г.; молодежной секции научно-практической конференции «Геомодель - 2002», апрель 2002 г.; XVI Губкинских Чтений: «Развитие нефтегазовой геологии -основа укрепления минеральное сырьевой базы», ноябрь 2002 г.; XVII Губкинских чтениях: «Нефтегазовая геологическая наука - XXI век», посвященных 75-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, декабрь 2004 г.; научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников вузов и научных организаций «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу». М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, март 2004 г.; международной конференции «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья» - М.: ИПНГ РАН, ГЕОС, ноябрь 2004 г.; семинаре «Остаточные запасы нефти и технология их доизвлечения» в учебно-исследовательском центре повышения квалификации РГУ нефти и газа им И.М. Губкина в период 14.04. - 26.04. 2003 г.; Всероссийском семинаре «Теория и практика разработки и эксплуатации нефтяных и нефтегазовых месторождений», Москва, ВНИИнефть им. Акад. А.П. Крылова, 2004г.;

В полном объеме диссертация докладывалась на: семинарах кафедры Промысловой геологии нефти и газа РГУ Нефти и газа им. И.М. Губкина; XVII Губкинских чтениях, декабрь 2004г.; 6-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», январь 2005г.; отчетной конференции по программе ОНЗ РАН «Фундаментальные проблемы геологии и геохимии нефти и газа и развития нефтегазового комплекса России», ноябрь 2005г.

Внедрение результатов работы.

Результаты работы использовались:

1. в учебном процессе при чтении лекций по курсу «Геолого-промысловый анализ разработки эксплуатационных объектов» на кафедре промысловой геологии нефти и газа РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина,2002-2004г

2. в материалах семинара «Остаточные запасы нефти и технологии их доизвлечения» в учебно-исследовательском центре повышения квалификации РГУ нефти и газа им И.М. Губкина в период 14.04. - 26.04. 2003 г.;

3. отдельные методические разработки, выполненные в диссертационной работе, использовались в ОАО «Центральная Геофизическая Экспедиция» при технико-экономическом обосновании коэффициентов извлечения нефти и растворенного газа Красноленинского месторождения;

4. разработанная методика рекомендована и принята к использованию для построения гидродинамической модели пластов ЮК10.ц Красноленинского месторождения;

5. результаты структуризации остаточной нефти приняты отделом геологии и разработки ОАО «ТНК-Нягань» для обоснования адресных технологий доизвлечения остаточной нефти.

Публикации результатов работы.

По теме диссертации автором опубликовано 11 работ, 8 из них в тезисах научных конференций, 1 в журнале «Геология нефти и газа», 1 в журнале «Нефтегазопромысловый инжиниринг», 1 в сборнике статей РАН.

Объем и структура работы.

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения. Содержит 205 страниц машинописного текста, включая 25 рисунков, 5 таблиц и библиографический список использованной литературы из 199 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Новикова, Ольга Николаевна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1. На основе представлений о механизме формирования и свойствах остаточного нефтенасыщения, применительно к условиям пластов КЖю-п Талинской площади Красноленинского нефтяного месторождения, проведено разделение остаточной нефти на макро и микроуровень, а так же на виды, характеризуемые разной степенью подвижности.

2. Для решения задач структуризации ОН были проанализированы эксперименты, позволяющие оценить коэффициент вытеснения нефти, а так же количество нескольких видов ОН. Из них были выбраны те лабораторные эксперименты, условия которых удовлетворяют капиллярному режиму вытеснения и образования ОН. Критерием применимости служила четкая зависимость коэффициентов вытеснения и коэффициентов ОН от фильтрационно-емкостных свойств породы.

3. По результатам лабораторных экспериментов по вытеснению нефти водой были установлены зависимости разных видов ОН от коэффициента проницаемости. Полученные зависимости были дифференцированы по литологическим типам породы коллектора ЮКю-ц. При наличии такой литологической дифференциации в геологической модели объекта может быть повышена точность определений коэффициентов ОН.

4. Разработан алгоритм применения полученной методики структуризации ОН в ПДГТМ для моделирования распределения различных видов ОН.

5. Впервые, по разработанному алгоритму, с помощью модулей пакета Irap RMS в геологической части ПДГТМ была получена структура и распределение разных видов остаточной нефти в объеме участка техногенно измененного пласта ЮКю-ц Талинской площади Красноленинского нефтяного месторождения.

6. Впервые, в результате геологического моделирования, были получены значения удельных линейных запасов каждого выявленного вида остаточной нефти, а так же получена структура распределения этих запасов в коллекторе.

7. Выявленные структура и распределение остаточной нефти по видам в объеме пласта позволяют оценить возможности доизвлечения остаточной нефти различными прогрессивными технологиями.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Месторождение, выбранное в качестве объекта исследования, является характерным примером месторождения с аномально сложным геологическим строением и трудно извлекаемыми запасами нефти как с позиций геолого-промысловых характеристик, так и с позиций осуществляемой разработки. Уже в начальной стадии его освоения возникли большие сложности при добыче нефти из коллекторов пластов ЮКю-ц. А в настоящее время запасы нефти могут быть отнесены к остаточным.

Принципиальные выводы и методические решения, сделанные в результате изучения выбранного объекта, во многом будут справедливы и для других месторождений с осложненными геолого-физическими условиями.

Таким образом, разработка методики структуризации остаточной нефти является актуальной и будет способствовать решению задачи пополнения ресурсной базы страны. Ценность разработанной методики заключается в повышении эффективности разработки за счет определения структуры и подвижности остаточных запасов нефти. Методика структуризации остаточной нефти позволяет выделить охваченные и неохваченные процессом заводнения участки техногенно измененного пласта. В участках, охваченных заводнением, появляется возможность структурировать остаточную нефть по видам, и прогнозировать её распределение в пласте для последующего целенаправленного адресного воздействия на скопления подвижных видов остаточной нефти. Предложенные методики могут быть использованы исследовательскими и производственными организациями отрасли при анализе и проектировании разработки с целью решения задач адресного прогнозирования распределения остаточной нефти и обоснования эффективных технологий ее доизвлечения, а так же способов воздействия на техногенно измененный пласт для повышения нефтеотдачи.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Новикова, Ольга Николаевна, Москва

1. Абдуллин Р.А. Литолого-петрографическое обоснование циклического строения шеркалинского горизонта Талинского месторождения нефти. Литологические закономерности размещения резервуаров и залежейуглеводородов. Новосибирск. Наука, 1990, с. 140-152.

2. Абросимова О.О. Особенности гидродинамического режима погребенных эрозионно-тектонических выступов доюрских образований юго-востока Западной Сибири. Геология, геофизика и разработка месторождений. — 1996. №7, 18-21с.

3. Азаматов В.И., Свихнушин Н.М. Методы изучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа. М.: Недра, 1976.-216с.

4. Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов А.В. Прогноз разработки нефтяных залежей па поздней стадии. М.: Недра, 1994. - 308 е.: ил.

5. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. М: Гостоптехиздат. 1962. - 572 с.

6. Анализ и обобщение геологических работ, проводимых на территории деятельности АО «Копдпетролеум». Отчет. Авторы: Мулявин К.М.,• Кантуганова И.А., Чарыкова Т.Н., г. Нягань, 1994 г., 1995 г., 1998 г.

7. Анализ и обобщение материалов ГИС с целью определения критериев выделения коллекторов в абалакской свите Ем-Еговской площади. Отв. исп. Зудилипа С.И. КГЭ, г.Нягань, 1970г.

8. Анализ и обобщение результатов гидродинамических исследований пластов и скважин Красиоленинского месторождения. Авт. Юсупов К. С. Том 1, 2., Тюмень 2003.

9. Анализ, обобщение и производство геологических работ на территории деятельности АО "Копдпетролеум". Отчет. Отв. исп. Барипов В.Н. ОАО "Кондпетролеум", КГЭ. Нягань, 1996 г.

10. Анализ состояния и усовершенствование методики выделения нефтегазонасыщепных пластов юрского возраста по каротажу в разведочных скважинах Тюменской области. Отчет. Автор Ахияров В.Х., ТТЭ "Главтюменьгеология", г.Тюмень, 1981 г.

11. Аиализ структуры и подвижности остаточных запасов на обводненныхплощадях Талинского месторождения. Отчет по договору от 30.09.2000 г. ООО «Марктсервис», Москва-2001 г., 152 с.

12. Архипов С.В., Дворак С.В., Сонич В.П., Николаева Е.В. Геологические причины ускоренного обводнения скважин пласта БС210 Сутормипского месторождения. Геология нефти и газа, 1988/1, стр. 49 52.

13. Бакиров А.А. Геологические основы прогнозирования нефтегазоносностинедр. М., Недра. 1973.15.