Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Конфигурация залежей углеводородов

Содержание

Стр.

Введение……………………………………………………………………....….3

1 Виды остаточной нефтенасыщенности………………………………..….…4

2 Прогноз ОНН в лабораторных условиях………………………………….…7

3 Прогноз ОНН по петрофизическим связям………………………………….12

4 Результаты определения остаточной нефтенасыщенности по материалам лабораторного исследования керна …………………………………..............14

5 Определение кондиционных значений коллекторских свойств по остаточной объемной нефтенасыщенности…………….…….………….……19

Заключение………………………………………………….……………………26

Библиография…………………………………………………………………….27

Введение

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 Беларуси и 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.

1 ВИДЫ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ

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 нефтенасыщения 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 (∆Pк/∆Pг), 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 (рисунок 1).

а – схема капиллярного замещения нефти в отдельной поре; б – схема капиллярного замещения нефти в отдельной поре; в – схема вытеснения нефти при перепаде давления.

Рисунок 1 – Схема капиллярного замещения и вытеснения нефти в отдельной поре.

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 (рисунок 2).

П_кр1 и П_кр2 – критические значения градиента гидродинамического давления.

Рисунок 2 – Зависимость коеффициентов ОН ( К^он ) от соотношения капиллярных и напорных сил ( P_к\ P_г )^-1 при трех режимах вытеснения водой.

В работе проведено качественное исследование информативности различных методов определения ОНН по критериям оценки выделенных видов ОНН.

2 ПРОГНОЗ ОНН В ЛАБОРАТОРНЫХ УСЛОВИЯХ

Разработано значительное количество способов прогнозных оценок ОНН, основанных на воссоздании процесса вытеснения нефти водой в условиях лабораторного эксперимента. Для воссоздания процессов вытеснения используются законсервированные и незаконсервированные керны, пластовые или синтетические флюиды, эксперименты проводят при поверхностных и пластовых условиях. Прогнозные оценки ОНН можно получить при лабораторном изучении нефтеотдачи, коэффициента вытеснения и фазовых проницаемостей, а также при анализе заводнения посредством противоточного капиллярного впитывания и по результатам центрифугирования кернов. Данные об ОНН получают до начала или на ранних стадиях разработки месторождения, а точность лабораторных оценок очень высока.

Моделирование вытеснения предполагает воссоздание процеcса в условиях, максимально соответствующих пластовым. Однако реально осуществить такое соответствие практически невозможно, так как в процессе отбора и транспортировки керна на поверхность изменяются его поверхностные и коллекторские свойства, изменения происходят и при воссоздании пластовой насыщенности, и в процессе вытеснения. При моделировании используются керны, отобранные по обычной технологии, керны, отобранные по технологии с предохранением изменения смачиваемости, очищенные керны и керны с восстановленной смачиваемостью. При моделировании ОНН определяющую роль играет смачиватель коллектора. Изменение смачиваемости кернов происходит с момента проникновения в него фильтрата промывочной жидкости. Наиболее существенные изменения происходят при использовании растворов, содержащих ПАВ, или с pH, сильно отличающимися от пластовых флюидов. Эмульсии буровых растворов на нефтяной основе и растворы, содержащие ПАВ, щелочи, органические ингибиторы и линосульфонаты, существенно искажают природную смачиваемость коллектора [3].

Для сохранения природной смачиваемости кернов рекомендуется их отбор на следующих флюидах: 1) синтетический пластовый рассол; 2) пластовая неокисленная нефть; 3) буровой раствор на водной основе с минимальным количеством добавок. Если использование этих флюидов невозможно, то следует применять буровой раствор на водной основе, содержащий только бентонит, карбоксиметилцеллюлозу, минеральную соль и барий. Однако использование карбоксиметилцеллюлозы может гидрофилизировать природно гидрофобные пласты.

Такие компоненты бурового раствора, как известь, крахмал, тетрафосфат натрия и линосульфонол кальция изменяют смачиваемость гидрофобных коллекторов.

Природно гидрофильные пласты в меньшей степени подвержены изменению поверхностных свойств под действием компонентов бурового раствора. Изменение смачиваемости керна происходит и после его выноса на поверхность. При воздействии воздуха вещества в сырой нефти быстро окисляются и образуют полярные продукты, изменяющие смачиваемость. Кроме того, если керн высыхает, то на внутрипоровой поверхности отлагается мощный осадок из сырой нефти. Для сохранения смачиваемости в поверхностных условиях рекомендуются специальные процедуры упаковки керна [7], которые предполагают заворачивание кернов прямо на скважине в алюминиевую фольгу, затем керны герметизируют посредством парафинизации или покрытия специальным пластиком.

Альтернативный метод заключается в погружении кернов в раскисленный пласт либо синтетический рассол в упругой трубке или остекленной стали, которые затем изолируются [7].

Однако, если даже удалось избежать изменения природной смачиваемости в процессе бурения и хранения керна, то практически невозможно сохранить природную смачиваемость при транспортировке керна на поверхность. При уменьшении давления от пластового до атмосферного природная нефть изменяет свои свойства - из нее удаляются легкие фракции, тяжелые же фракции могут терять стабильность и откладываться на внутрипоровой поверхности, делая более гидрофобной. Снижение температуры уменьшает также растворимость некоторых компонентов нефти, которые могут изменять смачиваемость.

Отбор кернов с сохранением пластовых условий частично решает проблему - предотвращается потеря легких фракций; однако глубокое замораживание кернов приводит к интенсивному отложению гидрофобизующих компонентов.

Кроме поверхностных свойств при отборе и транспортировке керна изменяются и его фильтрационно-емкостные свойства, но изменения не оказывают столь существенного влияния на остаточное нефтенасыщение.

Значимость влияния эффектов изменения поверхностных коллекторских свойств при отборе керна и его хранении на результаты лабораторного моделирования ОНН продемонстрирована многими исследователями.

Д.Люффель и Р.Раидал (1960 г.) сопоставили значения остаточного нефтенасыщения, полученного лабораторным моделированием с использованием специально предохраненных кернов и очищенных кернов. Предохраненные от изменений керны были взяты со специальным буровым раствором на водной основе, затем загерметизированны, чтобы предотвратить испарение и изменение пластовой смачиваемости. Предохраненные образцы были заводнены рассолом, который вытеснялся керосином до остаточного водонасыщения, затем был воссоздан процесс вытеснения и определялось ОНН. Результаты экспериментов приведены в таблице 1.

На коллекторах из двух месторождений (А и В) значения ОНН для очищенного и предохраненного керна оказались очень близкими.

Таблица 1 – Значения ОНН для очищенного и предохраненного керна

Коллектор	К_но
	Предохран. Керн	Очищенный керн
А	17,6	17,0
В	17,2	16,4
С	15,2	27,1

Однако в коллекторе С среднее ОНН для предохраненных кернов казалось намного ниже, чем для очищенных.

Дж. Ретмел и другие (1973 г.) сравнивали остаточное нефтенасыщение для кернов в естественном состоянии и очищенных с одновременным изучением смачиваемости коллектора. Результаты сравнения приведены в таблице 2.

В коллекторах 2,3 и 7 ОНН существенно изменилось. В коллекторе 2 она возросла с 15,8 до 33,2 %. Керн охарактеризован как сильно гидрофильный, наоборот, в гидрофобном коллекторе 7 значение остаточного нефтенасыщения снизилось приблизительно на 13 %, Приведенные данные показывают, что изменение природных поверхностных свойств коллектора может обусловливать значительное изменение ОНН как в сторону завышения, так и в сторону занижения, в зависимости от истинной природной смачиваемости.

При прогнозных оценках ОНН по данным лабораторного заводнения, помимо проблемы коллектора существует проблема флюидов, моделирующих пластовую нефть и остаточную воду. Используются модели нефти, сырая и очищенная нефть.

Таблица 2 - Остаточное нефтенасыщение для кернов в естественном состоянии и очищенных с одновременным изучением смачиваемости коллектора

Коллектор	Смачиваемость в естественном состоянии		К_но
			Предохраненный керн	Очищенный керн
1	Сильно гидрофильный		27,3	31,6
2	То же		15,8	33,2
3	“		44,8	47,0
4	Гидрофильный		37,5	35,2
5	Сильно гидрофобный		29,4	36,4
6	То же		17,0	18,3
7		Гидрофобный	35,1		20,5
8		Промежуточная смачиваемость	22,0		19,8

3 ПРОГНОЗ ОНН ПО ПЕТРОФИЗИЧЕСКИМ СВЯЗЯМ

В основу методов прогноза положены установленные в лабораторных условиях связи ОНН с петрофизическими характеристиками. Определяя последние независимым способом и используя петрофизические связи, осуществляют прогноз ОНН.

(1)

где - ОНН пропластка со средним значением используемого

коллекторского параметра k;

n - число пропластков;

h_i - эффективная толщина i – того пропластка, м;

S_i - площадь простирания i – того пропластка, м².

В литературе описаны петрофизические связи с остаточным водонасыщением, проницаемостью, глинистостью и другими петрофизическими характеристиками. Эти связи получают по данным моделирования заводнения, анализу кривых фазовых проницаемостей, по данным капиллярной пропитки и по другим данным [5,6].

Однако, как отмечалось ранее, в общем случае связи ОНН с петрофизическими характеристиками коллекторов отсутствуют. Для оценки погрешностей прогноза ОНН по петрофизическим связям было проведено сопоставление прогнозных оценок ОНН и фактических данных, полученных на основе моделирования вытеснения. В качестве прогнозных связей использовались связи типа К_но = f (К_во). Как указывалось, такие связи получают при использовании автомодельных кривых фазовых проницаемостей и результатов противоточного капиллярного поглощения.

В результате анализа было установлено, что абсолютные погрешности прогнозных оценок ОНН для калифорнийских песчаников составляют 6,5 – 12,5 %, для месторождений Западной Украины – 13 – 20 %, для Туймазинского месторождения – 18 – 34 %, для месторождений Западной Сибири – 15 – 20 %, Казахстана – 10 – 36 %. При этом относительные погрешности составляют для калифорнийских песчаников – 22 – 47 %, Западной Украины – 27 – 43 %, Туймазинского месторождения – 90 – 160 %, Западной Сибири – 58 – 80 %, месторождения Узень – 110 – 300 %.

Существуют комплексные петрофизические связи, которые используют целый набор петрофизических параметров, но они не учитывают параметры, характеризующие условия вытеснения, и их информативность также низка [7].

4 РЕЗУЛЬТАТЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОНН ПО МАТЕРИАЛАМ ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ КЕРНА

Большинство продуктивных пластов нефтяных месторождений характеризуются макронеоднородностью как по разрезу, так и по простиранию. Нередко это обусловлено тем, что пласты сложены различными литотипами пород, существенно отличающимися фильтрационно-емкостными характеристиками, которые необходимо учитывать при подсчете запасов и разработке месторождений. Здесь приведены результаты определения остаточной нефтенасыщенности и оценки коэффициентов вытеснения нефти водой по материалам лабораторного исследования керна на примере девонских песчаников Кушкульского месторождения с учетом выделения в них двух литотипов (групп) слагающих пород.

Кушкульское нефтяное месторождение, расположенное на севере Башкортостана, введено в разработку в 1969 г. Основные его промышленные запасы приурочены к девонским песчаникам муллинского (пласт ДI) и пашийского (пласт ДII) горизонтов. С учетом показателей разработки на месторождении выделены три зоны с условными границами – северная, центральная и южная.

Остаточная нефтенасыщенность образцов определялась разработанным а БашНИПИнефти и используемым практически с конца 60-х гг. методом сушки [1,8], основанным на определении опытным путем поправочных коэффициентов, позволяющих учесть потери нефти за счет испарения легких фракций с момента отбора керна на буровой до начала его экстракции в лаборатории. Метод позволяет получать данные об остаточной нефтенасыщенности непосредственно в процессе определения таких стандартных параметров, как пористость и проницаемость. Для этого необходимо лишь взвесить образцы до и после экстракции и произвести несложные расчеты.

По образцам керна мелкозернистых песчаников методом сушки было выполнено 394 определения остаточной нефтенасыщенности. Среднестатистическое значение этого параметра оказалось равным 30,2 %. На (рисунке 3), приведена гистограмма распределения остаточной нефтенасыщенности для этой группы образцов керна. Указанный параметр изменяется в довольно широких пределах – от 6 до 50 %, т.е. в условиях девонских песчаников Кушкульского месторождения наряду с низкими значениями отмечаются и очень высокие значения остаточной нефтенасыщенности, существенно отличающиеся от среднего значения. Распределение остаточной нефтенасыщенности подчиняется нормальному закону распределения, что указывает на влияние большого числа факторов на формирование этого параметра [2].

По образцам гравелитовых песчаников выполнено 87 определений остаточной нефтенасыщенности, среднестатистическое ее значение составило 27,7 % при диапазоне изменения этого параметра 10-42 %. Гистограмма распределения значений остаточной нефтенасыщенности гравелитовых песчаников приведена на рисунке 3, из которого видно, что и в этом случае распределение остаточной нефтенасыщенности достаточно четко описывается нормальным законом распределения.

а – остаточная нефтенасыщенность мелкозернистых песчаников; б – остаточная нефтенасыщенность гравелитовых песчаников.

Рисунок 3 – Гистограммы вероятности и кривые функции остаточной нефтенасыщенности.

Полученные средние значения остаточной нефтенасыщенности для мелкозернистых и гравелитовых песчаников были использованы для оценки коэффициентов вытеснения нефти водой. Эта оценка выполнялась по зависимостям, рассчитанным по известной формуле

(2)

где К_выт – коэффициент вытеснения нефти водой, %;

К_н.о – средняя остаточная нефтенасыщенность, %.

По результатам расчетов построены графики, показывающие, что зависимость коэффициента вытеснения нефти водой от пористости для гравелитовых песчаников более слабая, чем для мелкозернистых (рисунок 4). Даже при относительно низкой пористости гравелитовые песчаники имеют достаточно высокий коэффициент вытеснения, в целом же этот параметр по данной группе существенно больше, чем по мелкозернистым песчаникам.

Рисунок 4 – Зависимости коеффициента вытеснения нефти водой от пористости мелкозернистых и гравелитовых песчаников.

Для полученных средних значений пористости мелкозернистых (18,3 %) и гравелитовых (15,0 %) песчаников коэффициенты вытеснения нефти водой в зависимости от пористости оцениваются соответственно равными 64 и 67 %.

Выше указывалось, что корреляционные связи остаточной нефтенасыщенности с проницаемостью исследованных образцов не были получены. В таких случаях для установления зависимости коэффициента вытеснения нефти водой от проницаемости может быть использован следующий прием. Для каждой пары значений пористости и проницаемости будут соответствовать одни и те же значения остаточной нефтенасыщенности, которые принимаются для расчета коэффициента вытеснения нефти водой по формуле, аналогичной формуле (2). Только в этом случае устанавливается связь коэффициента вытеснения не с пористостью, а с соответствующим ей значением проницаемости.

Результаты лабораторного исследования нефтенасыщенности керна позволяют с помощью формулы (2) и получаемых по ней зависимостей экспрессно определять коэффициенты вытеснения нефти водой во всем диапазоне изменения пористости и проницаемости пластов. Это дает возможность оценивать эффективность применения метода заводнения на любой стадии освоения или промышленной разработки месторождения и проводить анализ разработки его отдельных площадей (участков) с различными коллекторскими свойствами.

Таким образом, в результате лабораторного исследования керна установлено, что продуктивные пласты ДI и ДII девонских отложений Кушкульского месторождения представлены двумя литотипами: мелкозернистыми и гравелитовыми песчаниками. Доля последних может быть весьма значительной (22,7 % в центральной зоне).

Гравелитовые песчаники характеризуются более низкой остаточной нефтенасыщенностью по сравнению с таковыми мелкозернистых. Это предопределяет более высокое значение коэффициента вытеснения нефти водой гравелитовых песчаников.

Данные об остаточной нефтенасыщенности, а также коэффициентах вытеснения нефти водой, полученные по результатам исследования керна пластов ДI и ДII, были рекомендованы для использования при анализе разработки, пересчете запасов нефти и проектировании системы доразработки Кушкульского месторождения.

5 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗНАЧЕНИЙ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПО ОСТАТОЧНОЙ ОБЪЕМНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ

При оценке кондиционных значений коллекторских свойств пород и коэффициента вытеснения выделяется эффективная часть в общем объеме нефтегазосодержащих пород, проводятся оценки средних значений пористости и проницаемости, дифференциация запасов и определяется степень их извлечения.

Проблемой кондиционных значений коллекторских свойств занимались многие исследователя (М.А. Жданов, В.И. Азаматов, Л.Ф. Дементьев и др.), однако до настоящего времени не выработан единый методический подход для ее решения. Такая ситуация является следствием неоднозначности трактования понятий коллектор – неколлектор, использования различных по физической сущности пределов и большого количества применяемых методов, включающих лабораторные, геофизические и гидродинамические.

С учетом практической целесообразности и существующих подходов к этому вопросу считаем необходимым выделение, как это принято большинством исследователей, трех пределов: физического, геологического и технологического.

В настоящем источнике рассмотрим в основном лишь физический предел, поскольку в практическом отношении он представляется наиболее важным. Отождествляется он с такими же значениями ФЕС пород, начиная с которых фазовая проницаемость по углеводородному флюиду становится отличной от нуля. Этот предел не может быть определен без эффективной пористости, остаточной нефтенасыщенности, коэффициентов вытеснения и фазовой проницаемости. Физический предел пород позволяет определить балансовые запасы УВ.

Для оценки физического предела используются различные методические приемы. В лаборатории физики пласта ПермНИПИнефти использовались преимущественно четыре зависимости:

1) газопроницаемости от открытой пористости; 2) фазовой проницаемости для нефти и газопроницаемости; 3) остаточной водонасыщенности от коллекторских свойств; 4) объемных начальной и остаточной нефтенасыщенности от пористости и проницаемости. Первые три зависимости охарактеризованы многими авторами, поэтому детально рассмотрим только последнюю.

Сущность этого метода состоит в установлении значений ФЕС, когда К_но>0 и (К_н– К_но)>0 (здесь К_н , К_но – соответственно коэффициенты начальной и остаточной нефтенасыщенности), что свидетельствует о наличии в породе нефти (геологический предел) и появлении свободной ее фазы (физический предел). Начальная нефтенасыщенность может быть определена прямым способом по керну, полученному на нефтяной основе, что на практике реализуется крайне редко, а остаточная нефтенасыщенность по керну, выбуренному на водной основе, либо по результатам определения коэффициента вытеснения.

Между начальной нефтенасыщенностью и коллекторскими свойствами обычно существует достаточно тесная зависимость, что позволяет использовать ее в практических целях. Относительно остаточной нефтенасыщенности как терригенных, так и карбонатных пород в литературе имеются противоречивые позиции. По мнению одних авторов, остаточная нефтенасыщенность уменьшается по мере улучшения коллекторских свойств, других [4] – увеличивается. Наряду с этим встречается как изменение (К) с максимумом, соответствующим средним значениям коллекторских свойств [4], так и примерное постоянство (К_но) в диапазоне проницаемости (10^-4 – 1) мкм² (А.Г. Ковалев, 1983 г.). Анализ результатов оценки (К_но) по различным нефтегазоносным регионам для разновозрастных отложений позволяет отметить, что диапазон этой величины изменяется от 1 до 60 % при колебании проницаемости в пределах 3–4 порядков, тогда как средние значения (К_но) составляют 25–30 %.

Для разновозрастных продуктивных отложений Пермского Прикамья остаточная нефтенасыщенность определялась в КО ВНИГНИ по образцам сверлящего керноотборника (СКО), а в ПермНИПИнефти по обычному керну. И те и другие тщательно консервировались по специальной методике сразу после подъема на дневную поверхность. Все скважины, из которых отбирался керн и образцы СКО, были пройдены на водноглинистом растворе, для дальнейшего изучения были выбраны 199 образцов (154 – из СКО), суммарная водонефтенасыщенность которых была более 90 %, а в среднем составляла 94.

Конфигурация залежей углеводородов 📙 Курсовая → 🆔 109673