Разработка метода прогнозирования показателей освоения нефтяных трещинно-поровых коллекторов

Новоселов, Дмитрий Владимирович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка метода прогнозирования показателей освоения нефтяных трещинно-поровых коллекторов
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка метода прогнозирования показателей освоения нефтяных трещинно-поровых коллекторов"

На правах рукописи

НОВОСЕЛОВ ДМИТРИЙ ВЛАДИМИРОВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДА ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ТРЕЩИННО-ПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

з о ЙЮН 2011

Тюмень-2011

4851358

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Министерства образования и науки Российской Федерации на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Грачев Сергей Иванович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Валеев Марат Давлетович, - кандидат технических наук Афонин Денис Геннадьевич

Ведущая организация - Открытое акционерное общество «Сибирский

научно - исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

Защита состоится 15 июля 2011 года в 9.00 часов на заседании диссертационного совета Д.212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан 15 июня 2011 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

Г.П. Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Проблемы увеличения нефтеотдачи весьма актуальны для Западной Сибири, где разрабатываются месторождения со сложным геологическим строением, обусловленным резкой изменчивостью и неоднородностью по площади и разрезу. Принципы освоения таких залежей нефти детально не отработаны и требуют научного изучения и обоснования. Основная проблема -невысокие фильтрационно-емкостные характеристики пластов, сильная зональная и послойная неоднородность, наличие техногенной трещиноватости.

Особое внимание в ОАО «Сургутнефтегазе» отводится 84 залежам горизонта БС |8-2о, отнесенным к ачимовским отложениям. Их низкоэффективная разработка ведется уже порядка 10-15 лет. В связи со сложившейся проблемой, в СургутНИПИнефть ведутся работы по выявлению потенциальных возможностей таких коллекторов и созданию принципиально новой технологии их разработки, основанной на максимально жестком воздействии на пласт с целью недопущения снижения пластового давления в межскважинном пространстве. Существуют различные научно-методические основы решения проблемы определения оптимальной системы разработки и ее влияния на коэффициент извлечения нефти, приводящие к существенным разночтениям при гидродинамическом моделирование процесса нефтеизвлечения. При проектировании заводнения следует учитывать особенности ачимовских отложений. В частности, система поддержания пластового давления, выбранная без учета неоднородностей пласта (зон техногенного трещинообразования), будет источником проблем при дальнейшей разработке.

Цель работы

Повышение эффективности нефтедобычи совершенствованием системы разработки с применением гидродинамической модели заводнения и техногенного трещинообразования.

Основные задачи

1. Систематизировать данные о геолого-физических параметрах и геолого-технических особенностях разработки продуктивных пластов ачимовских отложений.

2. Провести экспериментальные исследования упругих свойств пород-коллекторов для проектирования геолого-технологических мероприятий с учетом техногенного трещинообразования.

3. Теоретически обосновать и разработать гидродинамическую модель пласта, основанную на результатах исследований упругих свойств. Изучить процесс формирования и развития трещин, его влияния на эффективность разработки месторождения.

4. Оценить условия применимости заводнения в коллекторах ачимовских отложений с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами и склонных к трещинообразованию.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются гидродинамические системы поддержания пластового давления, трещинно-поровые коллекторы, предметом - процесс нефтеизвлечения в условиях техногенного трещинообразования.

Научная новизна выполненной работы

1. Выявлена зависимость между упругими геомеханическими характеристиками и фильтрационно-емкостными свойствами продуктивных пластов ачимовских отложений месторождений Среднего Приобья (ТНК-ВР и Сургутнефтегаз).

2. Научно обоснованы факторы, вызывающие образование трещин и необходимость их применения при гидродинамическом моделировании. Доказана достоверность гипотезы о динамике формирования и развития трещин вследствие перераспределения градиентов давления.

3. Разработана методика определения критериев и параметров трещинообразования, основанная на обработке данных акустических исследований и целенаправленного ГРП.

Практическая ценность и реализация

1. Результаты экспериментальных исследований по оценке упругих свойств пород-коллекторов учитываются при моделировании разработки ачимовских залежей нефтяных месторождений.

2. Разработаны методы учета техногенного трещинообразования, позволяющие оптимизировать процесс добычи нефти с применением ГРП и системы ППД.

3. Метод анализа кривой динамики давления при целенаправленном ГРП применяется для прогнозирования значения градиента давления разрыва ачимовских отложений.

4. Модифицированная гидродинамическая модель используется в учебном процессе по направлению «Нефтегазовое дело» для анализа процессов эксплуатации нагнетательных скважин с учетом количественных факторов образования трещин: градиент давления разрыва, модуль Юнга, сжимаемость породы.

Основные защищаемые положения

1. Метод теоретического определения градиента разрыва и параметров раскрытия трещин на основе результатов акустического исследования керна

2. Методика прогнозирования показателей освоения нефтяных трещинно-поровых коллекторов при заводнении.

3. Технология заводнения нефтяных месторождений, ограничивающая систему размещения нагнетательных и добывающих скважин минимально допустимым расстоянием между ними, препятствующим развитию техногенных трещин.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследований включает разработку технологии нефтедобычи с применением поддержания пластового давления в порово-трещинных коллекторах с целью повышения эффективности эксплуатации месторождений.

Указанная область исследований соответствует паспорту специальности 25.00.17 - разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а

именно пункту 5: «Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов».

Апробация результатов исследований

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: научно-практической конференции, посвященной 45-летию кафедры «Бурение нефтяных и газовых месторождений» «Инновационные технологии для нефтегазового комплекса» (Тюмень, 2010); научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа -Югры» (Ханты-Мансийск, 2010); семинарах и заседаниях кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (Тюмень, 2008-2011 гг.)

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 5 публикациях, в том числе в 3 изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 127 страницах машинописного текста, содержит 8 таблиц, 50 рисунков. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 67 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приведена характеристика работы, обоснована актуальность тематики, поставлена цель и основные задачи исследования, а также методы их решения. Показана их научная и практическая значимость.

В первом разделе рассмотрено состояние проблем формирования техногенных трещин при разработке ачимовских отложений, проведен обзор

особенностей разработки и характеристик объектов исследования на примере месторождений Среднего Приобья и севера Западной Сибири.

В Западной Сибири к сложнопостроенным коллекторам относятся коллекторы ачимовской толщи. Они имеют сложное геологическое строение, приурочены к литологически экранированным ловушкам и характеризуются трещинно-поровым строением коллектора. Наличие низкопроницаемой системы (матрица) и высокопроницаемой системы (трещины) учитывается в гидродинамических моделях Баренблатта Г.И., Желтова Ю.П., Кочиной И.Н., Буевича Ю.А., Бузинова С.Н., Умрихина И.Д., Гольф-Рахта Т.Д., Коротенко В.А., Стасюка М.Е., Медведского Р.И., Полларда П. и др.

Выполненный совместно с А.Н.Карнауховым анализ результатов использования гидравлического разрыва пласта на месторождениях ХМАО показывает, что при определенных условиях даже целенаправленное трещинообразование на части месторождений может оказывать негативное влияние на нефтедобычу. Значительное влияние на нефтеизвлечение оказывает геодинамическое напряженное состояние коллектора, зависящее от его упругих свойств. Актуальность этого подтверждена на Российской технической нефтегазовой конференции SPE (Москва, 2010), где специалистами Schlumberger и Salym Petroleum Development предложена методика проведения предварительных оценок геомеханического поведения месторождений перед созданием детальной трехмерной модели. Необходимые для моделирования значения механических свойств пород определяют путем скважинных замеров и акустического каротажа. Картирование трещины при ГРП методом дифференциального анализа анизотропии акустических свойств позволяет уточнить геометрию и ориентацию трещины. Это дает возможность применить полученные результаты на соседних скважинах. Учеными РГУ им. И.М.Губкина представлена технология, основанная на анализе кинематических и динамических параметров основных информативных волн акустического поля (продольной, поперечной, волны Лэмба-Стоунли) до и после проведения ГРП. Такой подход с применением относительно простых моделей,

предсказывающих геометрические характеристики трещин после проведения гидравлического разрыва пласта, позволяет с достаточной точностью проектировать методы интенсификации работы скважин, при условии надлежащего петрофизического сопровождения. Приняв его за основу, в работе выполнен анализ геолого-геофизических особенностей разработки ачимовских отложений Среднего Приобья. Выявлено, что генезис ачимовских отложений обусловил сложное строение пластов и значительную невыдержанность их в различных частях площади, а также сложную морфологию коллекторов внутри песчано-алевритовых тел. Пласты ачимовской толщи (Равенское, Ачимовское, Кальчинское, Кошильское, Быстринское и др. месторождения) характеризуются крайне неоднородными по разрезу параметрами, что отмечается при интерпретации диаграмм всех видов каротажа: электрического, радиоактивного, акустического. Было установлено, что они близки к традиционным трещинно-поровым коллекторам, в которых емкостное пространство низкопроницаемой системы представлено в основном межзерновым типом пористости, а высокопроницаемой - трещинами, преимущественно вертикальной ориентации. Таким образом предполагается, что существенное влияние на разработку ачимовских залежей нефти оказывают деформационные процессы, интенсивность которых определяется значениями физико-механических параметров, характеризующих свойства пласта.

Во втором разделе выполнен факторный анализ упругих свойств коллекторов ачимовских отложений месторождений Среднего Приобья (регион деятельности ТНК-ВР и Сургутнефтегаза). Рассмотрены зависимости ширины трещин от упругих свойств образцов пород.

Породы разных пластов ачимовской толщи обладают одинаковым вещественным составом, обусловленным существованием единого источника сноса. Поэтому для точного определения интервала отбора керна применялась методика изучения полноразмерного керна (плотностной гамма-гамма метод (ГГМ-П). На основании результатов исследований определены качественные критерии, позволяющие выявлять породообразующие минералы. Детальное

изучение таких минералов (значение плотностей, интервального времени и т.д.) позволило уточнить глубину отбора образцов пород в продуктивных интервалах и исключить недостоверные данные.

Для проектирования ГРП широко используют простые модели, согласно которым, трещина развивается в виде двух идентичных крыльев, перпендикулярных наименьшему главному напряжению в пласте. Например, модели Перкинса-Керна-Нордгрена и Геертсмана и де Клерка, позволяющие определять ее ширину. При проектировании геометрии трещины с их применением необходимы данные лабораторных или промысловых исследований. В этой связи в качестве исследуемого объекта выбрана группа пластов БСк, - БС22 (ачимовские отложения). Экспериментальные исследования по выявлению упругих свойств осуществлялись на лабораторных установках АШо1аЬ акустическим методом. Необходимости в проведении дисперсного анализа не было, т.к. другими исследователями (например, В.А. Коротенко) установлена связь между изучаемыми параметрами.

Зависимость модуля Юнга от пористости

Е.Гпа

65 60 55 50 45 40 35 30 25 20

Е = -1,б122ш+ 60,489

К.2 = 0,8789

25 т, %

Рисунок 1. Результаты акустических исследований образцов ачимовских отложений (регион деятельности Сургутнефтегаза)

Из рисунка 1, где представлены результаты, видно, что с уменьшением пористости значительно увеличивается модуль Юнга породы, причем эта

зависимость с достаточной точностью описывается линейным уравнением. Это дает возможность рассчитать профиль модуля Юнга по другим скважинам данных месторождений, а также ширину трещины для пластов БС16 - БС22 (ачимовских залежей Сургутнефтегаза), где:

где т - пористость, д.е.; а = 60,49, Ь = 1,61 — эмпирические коэффициенты, ГПа; /г - вязкость жидкости разрыва, мПа*с; х/ - полудлина трещины, м; ц/ - темп

В третьем разделе обосновываются научно-методические основы моделирования трещинообразования при освоении нефтяных трещинно-поровых коллекторов.

Исследованиями A.B. Стрекалова и А.П. Телкова выявлены проблемы моделирования процесса образования и длительного развития трещин в пластовых системах, которые невозможно решить с применением гидродинамических симуляторов Tempest, Eclipse, Landmark VIP, Техсхема и т.п. Видимая точность, получаемая при моделировании трещин ГРП, не отражает реальной картины. Их применение для изучения процесса образования трещин не позволяет объяснить данные исследований С.И. Грачева, A.C. Трофимова и выводы Лысенко В.Д. и Экономидиса М.Д. о том, что процесс формирования трещины в продуктивном пласте существенно зависит от предшествующего периода его эксплуатации. Необходимо выяснить причину, по которой трещина направляется в ту или иную сторону. И только таким образом можно определиться с пространственной ориентацией трещины в виде вектора, приложенного к линии перелома, возникающего из-за неравномерности прочностных свойств и распределения напряжения. Как показано в первом разделе, в пластах ачимовской свиты, глубина залегания которых превышает 2000 м, рассматривается процесс формирования только вертикальных трещин. За основу взята гипотеза о том, что направление

(1)

нагнетания в одно крыло, поделенного на площадь поперечного сечения, м3/с.

разрыва определяется наибольшим градиентом пластового давления, превышающим критический градиент разрыва.

В качестве исходных для анализа и адаптации модели образования и развития трещин использованы результаты лабораторных исследований упругих характеристик пород-коллекторов и динамика проведения целенаправленных ГРП на добывающих скважинах (рисунок 2).

Давление,

30 25 20 -15

10 -

о -¿¿¡иамЬиша;

-С':*»-

Л/Ч

ДТ^АЛАЛАЛ^^^Ч/чу

•• 3.5

-■ 3

25 | Б I

2 И

£3

1.5 I 3

0.5 О

0.02 5.02 10.02 15.02 20.02 25.02 30.02 35.02 40.02 45.02 50.02 55.02 60.02 65.02 Время, мин.

-Давление НКГ —Затрубное давление —Расход жидкости

Рисунок 2. Динамика показателей ГРП в вертикальном боковом стволе В связи с тем, что одной из задач данной работы является уточнение параметров процесса техногенного образования трещин, причем, в том числе и спонтанно образующихся, необходимо выделить характерные участки кривой динамики давления и расхода, соответствующие образованию трещин без применения проппанта. В связи с этим идентифицированы участки начала формирования трещин 0-1, 1-2 (рисунок 2), для которых характерен рост давления с последующим снижением, сопровождающимся сохранением практически постоянного расхода жидкости. Последнее связано с ограниченной пропускной способностью НКТ и фильтрацией через образовавшиеся ранее трещины. После формирования основной сети трещин на участке 1-2 расход жидкости достигает своего предела. Таким образом, градиент разрыва, как фактор настройки модели, зависит от фактического давления разрыва, длины образующейся трещины и времени ее распространения. В представлении,

характерном для дискретного моделирования, идеально подходит описание образования трещин. Это выглядит так, как показано на рисунке 3.

Линии дискретности (точки перегиба трещины) Рисунок 3. Дискретное представление о формировании трещины: а - пространство трещины; б - эпюра давления для квазистационарного режима Так как искомая величина градиент разрыва будет постоянной для каждого участка формирования трещин, то

где Р3 - давление на забое, МПа; Р,и - давление пластовое, МПа; ДI - интервал дискретности, м.

Также следует полагать, что каждый из участков будет образовываться за время Аг - параметр дискретизации процесса формирования трещин.

Зоны дискретности (рисунок 4) хорошо просматриваются при перестроении кривых давления и расхода жидкости в кривую энергии, например для скважин 3552Пн куста 513 Федоровского месторождения.

(2)

А/, А/, А/3

3500

Ы,кДж/с

зооо

2500

2000

_ Линии дискретности

1500

л\

1000

ДЛ',

500 . ,

Н" 4—М

0.1__,_

о -1-4——-,-,-,-,-.----,-.

О 0 005 001 0 015 0 02 0.025 0 03 0 035 0 04 0 045 0 05

Г сут

Рисунок 4. Кривая энергии воздействия на пласт.

Таким образом, задача поиска искомого градиента разрыва сводится к сопоставлению расчетных динамик давления и/или энергии с фактическими кривыми. Выявляются точки максимального совпадения давлений в точках линий дискретности, отсекаемых через время Лг,„ . Параметр дискретности задается для модели как время квазистадионарного состояния таким, чтобы фактическое время дискретного формирования трещины было кратным модельному значению. При этом кривые рассматриваются до точки максимума давления. Математически это выглядит как задача нелинейного программирования - поиска минимума суммы квадратов отклонений фактических и расчетных значений давления в точках на линиях дискретности, при прочих заданных константах

где г - индекс линии дискретности, 1, 2, 3 ...; N - количество линий дискретности; Л?„, - параметр дискретности, м.

Для оценки приемлемости предложенного метода выполнена серия экспериментов над численной ГДМ. ФЕС пласта приняты согласно данным

(3)

пласта БС]6 Федоровского месторождения. В результате расчета 53=125 рекомбинации подбираемых величин получена наибольшая сходимость (рисунок 5).

-а) -Фа|ст -£>)

Рисунок 5. Сравнение фактической и расчетных динамик забойного давления.

Коэффициент корреляции по всему диапазону /?=0.8301. Относительное среднее отклонение расчетных величин давлений от фактических значений на линиях дискретности равно 0.045.

Анализ результатов вычислительных экспериментов показал, что задачу (3) можно свести к формуле, полученной исходя из того, что система «скважина-пласт-сеть трещин» меняет свое состояния при переходе от одного уровня энергии к другому, что просматривается на рисунке 4.

I " (№ 1

№тШЕ%[1о;-р--«ч>))' (4)

где у - индекс интервала между соседними линиями дискретности; = Ым - М1 ~ приращение энергии в единицу времени на интервале у (( -

индекс линии дискретности), Дж/с; Л<2, = Ом ~ б,- - приращение расхода жидкости в единицу времени на интервале ] (/ - индекс линии дискретности),

м3/с; М=ЛМ - количество интервалов между линиями дискретности, шт; АЬ линейный размер ячейки по соответствующей оси координат, м.

Здесь ри7;)=-^г1п

У-т

функция приращения среднего

V -т +а.

\ ' ! .

пластового давления от поступившей в пласт жидкости к моменту ] (/,); -накопленный (суммарный) объем жидкости, поступившей в пласт к моменту времени м3; У=/?дрхЬэфф - объем зоны воздействия скважины, м3; /Г -упругоемкость пласта, 1/Па; т - пористость, д.е.

В таблице 1 показан пример расчета градиента разрыва по предлагаемой формуле(4)

Таблица 1. Результаты расчета градиента разрыва по формуле (4)

Ы,, кДж/с АЛ'/, кДж/с (?,, м3/сут Д£>/, м3/сут ДЛ. МПа р(д1), МПа />„.„ МПа МПа/м

650 650 1100 1100 21.74 2.31 27 1.20

1500 850 2500 1400 20.65 4.81 27 1.147

3100 1600 4700 2200 22.43 13.4 27 1.246

Следует отметить, что, несмотря на универсальность подхода (3), он имеет существенный недостаток, выраженный в зависимости искомых показателей от исходных настроек модели: модельной дискретности времени -Л?„, и линейных размеров ячеек - ДЬ.

Предлагается вычислять коэффициенты (константы А ¡, Д Л о) функции

Ь5-и =я(Ар,1,Д,ДЛ0)=А11п(^1 -Д + 1 )+Л0 (5)

на основе результатов лабораторных исследований керна акустическими методами (ТО СургутНИПИнефть и ТюмГНГУ).

Рассмотрим влияние распределения давления вдоль трещины и ее окрестностей на ее толщину (рисунок 6).

Эпюра давления вдоль

Здесь очень важны условия расчета ГДМ, т.е. подход к гидродинамике ячеек, условиям образования трещин и физической сути деформации скелета породы под действием силы, вызванной перепадом давления между трещиной и матрицей.

Фактически задача нахождения коэффициентов к функции (3) при известных р„„ рп, р\, линейных размерах ячейки и значений модуля Юнга, заключается в нахождении изменения ширины трещины /;. Причем подразумевается, что расчет гидродинамических показателей фильтрации в ячейках соответствует некоторым из них, например, предыдущей ширине трещины Ло, а новая ширина - И\ принимается для следующего расчета.

Для зависимости (3) перепад давления следует рассчитывать по предлагаемой ниже формуле:

2 цп

АМх) = ~г I (6)

р — ж(^)

где Ф(У'Х)— ' У + Рт- функция распределения давления вдоль

Ьу

нормали к плоскости трещины (ось у для примера на рисунке 6)

x{x)=Ei-E±x+Pi)

функция распределения давления вдоль

трещины.

Если не учитывать изменение давления по вертикали вследствие гидростатического давления, то для каждого участка ё>\ йх можно составить дифференциальные уравнения, разделив матрицу низкопроницаемой системы трещинно-порового коллектора на элементы (рисунок 7)

/Г77У

717

/л*

Рисунок 7 - Схема расчета приращений ширины трещины Изменение размера элементов вдоль у - сИг будет сопровождаться вертикальной деформацией с1г, а функция ф(у\х) линейна. Суммарное изменение ширины трещины:

¿v-'i)

+ML

EL,

Ар, o+in

-P.- 0

(7)

где Д - сжимаемость породы, 1/Па; £ - модуль Юнга, Па; L - линейные размеры ячеек по соответствующей оси координат, м; р,-о - начальное гидростатическое давление (пластовое давление), Па; h0 - толщина трещины до деформации, м.

Значения Shi вычисляются итеративно, так как величины h0 изменяются на каждой итерации расчета ГДМ.

Посредством сопоставления, например в трех характерных точках -Др5| =Ь0 = О, Др5 —Ьх = 108, Ар5 = Ъ2 = 106 Па, рассчитанных по функции ^(АРя,) и функции (3) ширины трещин для различных значений коэффициентов Лц,А], Б можно подобрать такие значения, при которых

(8)

где Ь, - значения перепада давления между трещиной и поровой матрицей в характерных точках, Па; п - количество характерных точек, шт.

На рисунке 8 показан пример решения (8). Коэффициент корреляции составил /?=0.84. Полученные следующие значения искомых коэффициентов к функции (3): Ао = 1.34 мм; А1 = 1.9 мм/д.е.; Б = 63 1/МПа.

Рисунок 8. Пример согласования функций а (3) и б (8) Как видно, значения полученных коэффициентов незначительно отличаются от полученных ранее значений, т.е. можно говорить о достаточной достоверности предложенного метода.

Таким образом, предложенные методы коррекции и адаптации ГДМ, учитывающей трещинообразование, достаточно точны и позволяют прогнозировать развитие техногенных трещин в пластах ачимовских отложений.

В четвертом разделе выполнена апробация методики прогнозирования параметров разработки с применением систем ППД для повышения эффективности формирования фильтрационных потоков с учетом высокопроницаемой системы трещинно-порового пласта. Полигоном был выбран пласт БС16 Федоровского месторождения. Для совершенствования и адаптации ГДМ принят программный комплекс Нус1га8ут, апробированный при разработке геолого-технологических мероприятий на месторождениях «Славнефть-Мегионнефтегаз» и Ванъеганнефть (2006-2007гг.).

При выявлении характера влияния техногенного образования трещин рассматривалась динамика показателей фильтрации «с учетом трещинообразования» и «без учета трещинообразования».

На рисунке 9 показано распределение давления по истечении 970 сут. после начала разработки. Как видно, в системе разработки эксплуатируются только две скважины, которые обусловили снижение пластового давления.

Рисунок 9. Распределение давления через 970 сут. после начала

разработки (без учета образования трещин) По мнению разработчиков месторождения, пластовое давление требовалось компенсировать, и обводненные скважины перевели под нагнетание. В том числе такими скважинами оказались и те добывающие

скважины, которые находились в эксплуатации с начала разработки (1997 г.) -3584У1, 3584У2.

Распределение пластового давления через 3270 сут. показывает существенный его рост (рисунок 10), а распределение пластового давления к моменту времени 3520 сут. (рисунок 11) указывает на явную перекомпенсацию. Согласно фактическим показателям к данному моменту явной перекомпенсации не наблюдается. Однако очевидно резкое обводнение продукции.

Рисунок 10. Распределение давления через 3270 сут. после начала

разработки (без учета образования трещин). Логично предположить, что реальное положение дел соответствует широкомасштабному трещинообразованию, которое приводит к прорыву воды от нагнетательных скважин вглубь пласта с последующим дренированием. Одной из потенциально опасных зон будут являться скважины 13101РКГ и 13097Р1ЧГ.

Скважины с потенциалом к прорыву трещин в зону активного дренирования

Рисунок 11. Распределение давления через 3520 сут. после начала

разработки (без учета образования трещин) Далее рассмотривается ГДМ в режиме «с учетом трещинообразования» (рисунок 12), адаптированной по данным ГРП и акустических исследований. Динамика распределения пластовых давлений и образовавшихся трещин подтверждает сделанные ранее предположения. Наиболее интенсивно трещины развиваются по направлению зоны дренирования от скважин 13097РИ и 13101Р1Ч.

Рисунок 12. Распределение давления и трещин к моменту 3100 сут. (с учетом трещинообразования)

Из рисунка 13 видно, что наибольших длин трещины достигают в тех случаях, когда существует зона с низким давлением на определенном расстоянии, которое зависит как от факторов образования и раскрытия трещин, так и от начальных свойств пласта: проницаемость, ширина, геометрия поверхностей кровли и подошвы. Распределение насыщенностей (рисунок 13) демонстрирует активное продвижение нагнетаемой воды в зону отбора.

Рисунок 13. Распределение нефтенасыщенности и трещин к моменту 3300 сут. (с учетом трещинообразования) При сравнении распределения давлений для ГДМ с учетом и без учета трещинообразования видно, что выросла нижняя граница давлений по пласту с 18 до 25 МПа, а верхняя граница без изменения: 36.76 - 36.34 МПа.

Таким образом, предложена технология заводнения нефтяных месторождений с ограничением системы размещения скважин минимально допустимым расстоянием, препятствующим развитию техногенных трещин.

Основные выводы и рекомендации:

1.Коллекторы ачимовской толщи близки к традиционным трещинно-поровым коллекторам, в которых емкостное пространство низкопроницаемой системы представлено в основном межзерновым типом пористости, а высокопроницаемой - трещинами, преимущественно вертикальной и субвертикальной ориентации.

2. Определена линейная зависимость между упругими геомеханическими характеристиками и фильтрационно-емкостными свойствами продуктивных пластов ачимовских отложений, рекомендуемая к учету при проектирования целенаправленного трещинообразования. При ГРП и эксплуатации нагнетательных скважин необходимо учитывать количественные факторы образования трещин: градиент разрыва, модуль Юнга, сжимаемость породы.

3. Научно обоснована необходимость определения факторов образования трещин и их применение при гидродинамическом моделировании. Доказана достоверность гипотезы о динамике формирования и развития трещин вследствие перераспределения градиентов давления.

4. Сопоставлением результатов вычислительных экспериментов, полученных на адаптированной и основанной на использовании механических свойств породы гидродинамической модели, с фактическими режимами работы скважин, анализом кривой динамики давления при гидравлическом разрыве и идентификацией коэффициентов функции раскрытия трещин, доказана достоверность методики прогнозирования параметров разработки с применением системы ППД.

5. Технология заводнения с ограничением расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами рекомендуется для применения на Федоровском месторождении.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих

работах:

1. Вольф A.A. Определение и обоснование зависимости геометрических характеристик трещины гидроразрыва от фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта / A.A. Вольф, С.И. Грачев, Д.В. Новоселов // Территория нефтегаз. - 2010. - № 9. - С. 36-38.

2. Новоселов Д.В. Оценка технологического эффекта гидравлического разрыва пласта / Д.В. Новоселов, А.Н. Карнаухов // Сб. науч. тр. посвященных 45-летию кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» «Инновационные технологии для нефтегазового комплекса». - Тюмень, 2010. - С. 160-166.

3. Новоселов Д.В. Проблемы оптимизации геометрии трещины гидравлического разрыва пласта / Д.В. Новоселов, А.Н. Карнаухов // Там же. -С. 194-199

4. Новоселов Д.В. Строение ачимовских отложений клинноформного комплекса Западной Сибири // Известия Вузов. Нефть и газ. - 2011. - № 2. -

5. Андреева О.В. Методика определения содержания аномальных породообразующих минералов / О.В. Андреева, Д.В. Новоселов // Известия Вузов. Нефть и газ. 2011. - № 2. - С. 45-49.

Подписано в печать 14.06.2011. Формат 60x90 1/16. Усл. печ. л. 1,5. Тираж 100 экз. Заказ № 206.

Библиотечно-издательский комплекс государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет». 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38.

С.31-34.

i \

Соискатель

Д.В. Новоселов

Типография библиотечно-издательского комплекса. 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Новоселов, Дмитрий Владимирович

ВВЕДЕНИЕ.

1. СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ФОРМИРОВАНИЯ ТЕХНОГЕННЫХ ТРЕЩИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ.

1.1. Методы расчета вертикальных трещин.

1.2. Оценка влияния трещинообразования в пласте на эффективность нефтедобычи.

1.3. Характеристика объекта исследования.

1.3.1. Экспериментальные методы исследования.

1.3.2. Геолого-геофизические особенности разработки ачимовских отложений Среднего Приобья.

1.3.3. Характеристика объекта исследований на примере месторождения севера Западной Сибири.

Выводы по разделу 1.

2. ФАКТОРНЫЙ АНАЛИЗ УПРУГИХ СВОЙСТВ АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ.

2.1. Экспериментальные исследования упругих геомеханических характеристик коллекторов.

2.2. Выявление зависимости между фильтрационно-емкостными параметрами.

3. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА ОБРАЗОВАНИЯ ТРЕЩИН.

3.1. Теоретические предпосылки для математического описания процесса образования и развития трещин в поровой среде.

3.2. Определение градиента разрыва на примере пласта ачимовской свиты.

3.3. Определение функции раскрытия трещин.

Выводы по разделу 3.

4. АПРОБАЦИЯ МЕТОДИКИ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ПАРАМЕТРОВ РАЗРАБОТКИ.

Выводы по разделу 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка метода прогнозирования показателей освоения нефтяных трещинно-поровых коллекторов"

Актуальность работы

В Западной Сибири к сложнопостроенным коллекторам с двойной пористостью, содержащим значительные запасы нефти и газа, относятся коллекторы ачимовской толщи, баженовской и тюменской свит при глубинах их залегания свыше 2500- 2500 м. Например, к ачимовской залежи относятся коллекторы месторождений, расположенных в границах Восточно-Уренгойской поисковой зоны [1,2] в пределах от Западно-Таркосалинского месторождения на юге до Северо-Уренгойского на севере. Нефтегазоконденсатные и нефтяные залежи имеют сложное геологическое строение, приурочены к литологически экранированным ловушкам, характеризуются аномально - высоким пластовым давлением (коэффициент аномальности 1,7) и, как показано в работе [3], на основании комплексного анализа результатов кернового материала и гидродинамических исследований - трещинно - поровым строением коллектора.

Следует отметить, что коллекторы рассматриваемых отложений характеризуются различным генезисом, морфологией и структурой емкостного пространства.

Нефтегазоконденсатные залежи в ачимовской толще Восточно - Уренгойской зоны введены в опытно - промышленную эксплуатацию в 1997 г и их поведение на различных режимах в процессе длительной эксплуатации изучено достаточно.

Таким образом, одним из важнейших условий оптимального режима работы скважин в сложнопостроенных коллекторах как в нефте-, так и газонасыщенных, наряду с условиями, предупреждающими неуправляемое развитие и смыкание трещин, разрушение коллектора и вынос породы из пласта, снижение забойных давлений ниже давления насыщения нефти газом является условие компенсированного отбора пластового флюида.

Успешное решение повышения полноты извлечения нефти из продуктивных пластов в значительной степени зависит от эффективности методов воздействия на пласт, например его гидравлического разрыва (ГРП) и системы нагнетания при которой формируются техногенные трещин. Но в монографии И.И.Клещенко, Г.В.Крылова и С.К.Сохошко [4] отмечается, что специфические особенности сложнопостроенных малопродуктивных объектов ачимовского нефтегазоносного комплекса не позволяют механически переносить на них методические и технологические разработки. Большое значение при обосновании технологии интенсификации компонентоотдачи имеют результаты анализа механизма трещинообразования в продуктивном объекте.

Цель работы

Основные задачи

Объект и предмет исследования

• Объектом исследования являются гидродинамические системы поддержания пластового давления, трещинно-поровые коллекторы, предметом - процесс нефтеизвлечения в условиях техногенного трещинообразования.

Научная новизна выполненной работы

2. Научно обоснованы факторы, вызывающие образование трещин и необходимость их применения при гидродинамическом моделировании.

Доказана достоверность гипотезы о динамике формирования и развития трещин вследствие перераспределения градиентов давления.

Практическая ценность и реализация

2. Разработаны методы учета техногенного трещинообразования, позволяющие оптимизировать процесс добычи нефти с применением ГРП и системы 1111Д.

Основные защищаемые положения

2. Методика прогнозирования показателей освоения нефтяных трещинно-поровых коллекторов при заводнении.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Указанная область исследований соответствует паспорту специальности 25.00.17 - разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно пункту 5: «Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов».

Апробация результатов исследований

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: научно-практической конференции, посвященной 45-летию кафедры «Бурение нефтяных и газовых месторождений» «Инновационные технологии для нефтегазового комплекса» (Тюмень, 2010); научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа - Югры» (Ханты-Мансийск, 2010); семинарах и заседаниях кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (Тюмень, 2008-2011 гг.)

Публикации

Объем и структура работы

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Новоселов, Дмитрий Владимирович

Выводы по разделу 4:

1. Сопоставление результатов вычислительных экспериментов, полученных на адаптированной гидродинамической модели, с фактическими режимами работы скважин показало достоверность полученных результатов.

2. При эксплуатации нагнетательных скважин необходимо учитывать все количественные факторы образования трещин: градиент разрыва, коэффициент Пуассона, модуль Юнга, сжимаемость породы геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». 2004. № 11. с. 55-59

18. Физические свойства горных пород и полезных ископаемых под редакцией Н.Б.Дортман "Недра" М.1976г.

19. Акустические методы исследования скважин Б.Н.Иванкин, Е.В.Карус, О.Л.Кузнецов "Недра" М. 1973г.

20. Дубков A.A. Влияние давления и температуры на механические свойства пород-коллекторов нефти и газа «НТВ«Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2008.- № 12. - с. 73-82

21. Маркевич В. П., Гурари Ф.Г. К проекту стратиграфической схемы мезозойских и третичных отложений Западно-Сибирской низменности // Труды Межведомственного совещания по разработке унифицированных стратиграфических схем Сибири (1956). - Л.: Гостоптехиздат, 1957. - С. 129139.

22. Трушкова Л. Я. К стратиграфии отложений неокома Обь-Иртышского междуречья// Геология нефтегазоносных районов ЗападноСибирской низменности. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1966. - С. 52-64.

23. Трушкова Л.Я. Особенности строения продуктивной толщи неокома Обь-Иртышского междуречья/ЯТроблемы стратиграфии Новосибирск: СНИИГГиМС, 1969. -Вып. 94. -С. 164-168.

24. Гольберт А. В., Гурари Ф. Г., Климова И. Г. О возрастной миграции неокомских свит Западной Сибири - Новосибирск, 1971. -С. 4-9. -Тр. СНИИГГиМС, вып. 115.

25. Онищук Т. М., Наумов А. П., Векслер Л. А. Корреляция продуктивных пластов нижнего мела в Среднеобской НТО // Геология нефти и газа. - 1977. - № 6. - С. 32-37.

26. Эрвье М. Ю. Дельтовые отложения на Нижневартовском своде // Нефтегазовая геология и геофизика. - 1974. - № 11. - С. 25-28.

27. Наумов А. Л. К методике реконструкции рельефа дна ЗападноСибирского раннемелового бассейна // Геология и геофизика. - 1977. - № 10. - С. 38-47.

28. Нежданов А. А., Останина Г. М. Использование палеоэкологического анализа для решения седиментологических задач (на примере неокомских отложений Федоровского и Покачевского месторождений нефти) // Экология юрской и меловой фауны ЗападноСибирской равнины. - Тюмень, 1981. - С. 93-100. - Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 163.

29. Гогоненков Г. Н., Михайлов Ю. А. Сейсмостратиграфические подразделения нефтегазоносных осадочных толщ Западной Сибири // Геология нефти и газа. - 1983. - № 7. - С. 49-56.

30. Шимкус К. М., Шлезингер А. Е. Клиноформы осадочного чехла по данным сейсморазведки // Литология и полезные ископаемые. - 1984. - № 1.-С. 105-116.

31. Нестеров И. И., Высоцкий В. Н. Литолого-фациальная характеристика берриас-валанжинских седиментационно-сейсмических комплексов Среднего Приобья // Сейсморазведка для литологии и стратиграфии. - Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1985. - С. 41-54.

32. Брадучан Ю. В. Биостратиграфические предпосылки сопоставления неокомских отложений центральной части ЗападноСибирской равнины // Стратиграфия и фации фанерозоя Западной Сибири. -Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1982. - С. 5-20.

33. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири / ОМ. Мкртчян. JI. JI. Трусов, Н. М. Белкин и др. - М.: Наука, 1987.- 126 с.

34. Гогоненков Г Н., Михайлов Ю. А., Эльманович С. С. Анализ неокомской клиноформы Западной Сибири по данным сейсморазведки // Геология нефти и газа. - 1988. - № 1. - С. 22-30.

35. Карогодин Ю. И., Нежданов А. А. Неокомский продуктивный комплекс Западной Сибири и актуальные задачи его изучения // Геология нефти и газа. - 1988. - № 10. - С. 9-14.

36. Прогноз нефтегазоносности ачимовской толщи северной центриклинали Нижнепурского мегапрогиба / И. И. Нестеров, В. Н. Бородкин, В. Н. Высоцкий, Н. X. Кулахметов//Советская геология. - 1988. -№11. -С. 5-13.

37. Нежданов А. А. Основные закономерности строения сейсмостратиграфических комплексов неокома Западной Сибири // Геофизические методы при обосновании объектов нефтепоисковых работ в центральных районах Западной Сибири. ЗапСибНИГНИ. - Тюмень, 1988. - С. 62-70.

38. Сейсмогеологическое изучение клиноформных отложений Среднего Приобья / О. М. Мкртчян, И. JI. Гребнева, В. П. Игошкин и др. - М.: Наука, 1990. - 108 с.

39. Алехин С. В. Условия залегания неокомских отложений Баренцовоморского шельфа // Геология нефти и газа. - 1991. - № 2. - С. 9-15.

40. Шпильман В. И., Мясникова Г. П., Трусов JI. JL Перерывы при формировании неокомских клиноформ в Западной Сибири // Геология нефти и газа. - 1993.-№6.-С. 2-5.

41. Гурари Ф. Г. Клиноформы - новый тип литостратонов // Геология и геофизика. -1994. -№4. - С. 19-26.

42. Приобская нефтеносная зона / Ю. Н. Карогодин, С. В. Ершов, В. С. Сафронов и др. -Новосибирск: Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1996. - 255 с.

43. Никашкин А. М.: Титова А. М., Шерстное В. А. Новые типы ловушек ачимовско-баженовской продуктивной толщи (на примере месторождений ОАО «Сургутнефтегаз») // Нефть Сургута. - М.: Нефтяное хозяйство, 1997. - С. 82-89.

44. Кропачев Н. М. Результаты анализа данных сейсморазведки для прогнозирования геологического строения и нефтегазоносности юрских и нижнемеловых отложений в Уватском районе Тюменской области // Актуальные вопросы геологии и географии Сибири: Материалы научной конференции. Т. 2. - Томск: ТГУ, 1998. - С. 86-88.

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

46. Соседков В. С, Четвертных В. П. Строение ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны по данным сейсморазведки // Геология нефти и газа. - 1995. - № 2. - С. 28-34.

47. Брехунцов А. М., Кучеров Г. Г., Стасюк М. Е. Тип коллектора в отложениях ачимовской толщи Восточно-Уренгойской поисковой зоны // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1998. - № 7. -С. 2-6.

48. Строение залежей углеводородов основных продуктивных пластов ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны и методика их разведки / А. М: Брехунцов, В. Н. Бородкин, Н. П. Дещеня, Ю. М. Ильин //

Геология, геофизика и разведка нефтяных месторорждений. - 1999. -№ 5. - С. 16-22.

49. Биостратиграфия неокома северного Приобья Западной Сибири / В. А. Захаров, В. А. Казаненков, Ю. Н. Богомолов и др.//Геология и геофизика. -1999.-№ 8.-С. 1135-1148.

50. Проблемы картирования и прогноза высокоперспективных зон в ачимовской толще Восточно-Уренгойской зоны и некоторые аспекты технико-экономического обоснования ее освоения / А. М. Брехунцов, В. Н.

1 Бородкин, Н. П. Дещеня и др. // Геология, геофизизика и разработка нефтяных месторождений. - 1999. - № 11. - С. 2-13.

51. Бородкин В. П., Брехунцов А. М., Дещеня Н. П. Особенности строения, корреляции и индексации основных продуктивных резервуаров (пластов) неокома севера Западной Сибири в связи с условиями их осадконакопления // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 2000. - № 2. - С. 7-17.

52. Рухин Л.Б. Основы литологии. Л.: Недра, 1969. 703С.

53. Селли Р.Ч. Введение в седиментацию. М.: Недра, 1981. 370 С.

54. Черников O.A. Литологические исследования в нефтепромысловой геологии. М.: Недра, 1981. 237 С.

55. Хаматданов Р.Т. Комплекс автономных приборов для исследования пологих и горизонтальных скважин «НТВ«Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2008г. №10. с. 3-16.

56. Александров С.И. Определение геометрии гидроразрыва на месторождении Узень при помощи скважинного пассивного сейсмического мониторинга/ С.И.Александров, В.П.Бандов, Г.Н.Гогоненков, А.С.Кашик, К.Н.Копеев, А.Н.Бижаков, К.О.Исказиев «НТВ«Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2008г. №11. с.3-14. f

57. Ширгазин Р.Г., Залевский O.A. Результаты экспериментального определения упругих геомеханических характеристик коллекторов Шаимского нефтегазоносного района/ «Нефтяное хозяйство» 2007г.№ 12 с. 87-88.

58. Морева Е.В. Методика определения истиных емкостных свойств коллекторов нефти и газа с учетом их деформационно-напряженного состояние при разработке залежи/ Тезисы докладов. Когалым: CHT ООО «КогалымНИПИнефть» 2001г.

59. Коротенко В.А. Построение зависимостей между фильтрационно-емкостными параметрами для сложнопостроенных коллекторов / В.А. Коротенко, A.A. Николаев, В.В. Попов, Е.П. Матвеев // Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе: Межвуз. сб. науч. трудов. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2003.- С. 3-6

60. Андреева О.В., Новоселов Д.В. Методика определения содержания аномальных породообразующих минералов//«Известия высший учебных заведений. Нефть и Газ», 2011.№2.с. 45-49.

61. Чижов С.И. Комплексные петрофизические исследования пластовых резервуаров на современном этапе/ С.И.Чижов, Д.С.Сергеев, Д.Ю.Бунин, З.Д.Зотьева, А.Ю. Самойленко, А.Н.Степанов «НТВ«Каротажник», Тверь: Изд. АИС. 2008г. № 12. с. 246-259

62. Стрекалов A.B. Математические модели гидравлических систем для управления системами поддержания пластового давления. Тюмень: ОАО Тюменский дом печати, 2007. 664 с.

63. Стрекалов A.B. Свидетельство о регистрации программы для ЭВМ №2002611864. Комплекс универсального моделирования технических гидравлических систем поддержания пластового давления (Hydra'Sym). 2002.

64. Абдуллин Ф.С., Тарко Я.Б. Влияние трещиноватости продуктивных пластов на заводнение месторождения Узень // Нефтяное хозяйство, № 8, 1980, с. 39-43.

65. Acharya R. Hydraulic fracture treatmebt design simulation. — J. Petrol. Techn., 1988, v. 40, N 2, pp. с 139-142.

66. Медведский P.И. Кондиции запасов нефтяных месторождений Западной Сибири: Монография/ Р.И.Медведский, А.Б.Кряквин, В.П.Балин, М.Е.Стасюк. - М.:Недра, 1992.-295с.

67. Афанасьева A.B., Горбунов А.Т., Шустеф И.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. — М.: Недра, 1975. —230 с.

Подготовка образцов

Качественные и высокоточные измерения физических свойств породобеспечиваются тщательной подготовкой образцов. Образцы, используемые для изучения на приборе АШоЬаЬ 1500 должны иметь форму правильных цилиндров.

Цилиндрические образцы изготавливаются из образцов керна, отобранного в процессе бурения скважины. Образцы выбуриваются с помощью алмазных коронок, установленных на сверлильном или фрезерном станке. Образцы из керна, как правило, выбуриваются параллельно напластованию. Подготовка торцов образца выполняется в зависимости от того, какие исследования требуется провести. При измерении растяжения и акустических свойств образца требуется более тщательная его подготовка. Торцы образца должны быть пришлифованы и параллельны с точностью 103 мм/мм. Параллельность торцов образца является необходимостью для проведения любого эксперимента. Небольшое отклонение от параллельности образца может вызвать неравномерную нагрузку. Более того, при измерении скоростей пробега акустических волн неровности могут привести к отсутствию контакта между образцом, источником и/или приемником.

Ультразвуковые волны восприимчивы к деформациям менее 10-7. Любые неровности на поверхности образца могут понизить коэффициент усиления волны и, в итоге, изменить ее форму. Это напрямую сказывается на качестве измерения скоростей волн и коэффициентов их затухания.

Проведение измерений

Наиболее проста процедура упаковки образца в манжету для экспериментов по измерению проницаемости и скоростей пробега волн. Берется часть гибкой трубки, длина которой на 20 мм (0,8 дюйма) длиннее образца. Внутренний диаметр манжеты должен соответствовать внешнему диаметру образца.

После того, как образец помещается по центру длины манжеты, он готов к установке на датчики. Каждый из концов манжеты плотно натягивается на концы датчиков посредством стяжки двух боковые металлических стержней. Стержни легко стягиваются при помощи пары плоскогубцев.

Когда образец подготавливается к эксперименту по определению скоростей пробега волн, перед помещением в манжету образец покрывают смазкой, обеспечивающей измерение поперечных волн; поместите небольшое количество смазки на торцы образца и разровняйте их. При помещении образца между акустическими датчиками убедитесь, что направления поляризации для поперечных волн на обоих датчиках установлены одинаково. На каждом из датчиков проведена линия. Эти пометки должны быть выровнены. Помещенный в манжету образец, закрепляется между датчиками и может быть помещен в автоклав.

Ультразвуковой преобразователь PS2 позволяет создавать и регистрировать скорости продольной (Р) и двух поперечных волн (S1 и S2) в образце породы. Колебания двух поляризованных поперечных волн ориентированны друг к другу под углом 90о. Преобразователь состоит из набора пьезоэлектрических кристаллов, способных возбуждать продольные и поперечные волны в образце породы диаметром 20-40 мм и 15-50 мм длиной. Средняя частота преобразователя 700 kHz. Горное и поровое давления создаются гидроусилителями, управляемыми сервоклапанами при давлении до 100 МПа.

После измерения интервалов времени задержки акустического импульса через образцы заданной длины определяются скорости упругих волн:

Vs = « где: 1 - длина образца, мм; tp , ts - время прохождения импульсов по тракту преобразователь -образец - преобразовател , мкс; tpo ? tso - аппаратурная задержка, мкс.

Основные причины, которые могу повлиять на точность экспериментально получаемых значений скоростей упругих волн, обусловлены методикой эксперимента и связаны с особенностями исследуемых пород. Наиболее значительная погрешность в значениях измеряемых скоростей при данном методе определяется сложностью совмещения импульсов на экране осциллографа при выполнении измерений. На установке AutoLabl500 эта погрешность сведена к минимуму за счет применения цифрового осциллографа и программного обеспечения, позволяющего записывать и воспроизводить на мониторе фиксированную волновую картину процесса. Снижение погрешности в определении размеров образцов, при измерении которых является достаточной точность ± 0.01 мм, достигается применением цифрового штангенциркуля. Погрешность, вносимая слоем специального состава, обеспечивающего акустический контакт в измерительной системе, компенсируется программным обеспечением. Руководство пользователя для установки AutoLab 1500 New England Research Inc.2007r.

Информация о работе

Новоселов, Дмитрий Владимирович
кандидата технических наук
Тюмень, 2011
ВАК 25.00.17

Диссертация

Разработка метода прогнозирования показателей освоения нефтяных трещинно-поровых коллекторов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы