ФЕДЕРАЛЬНОЕ  АГЕНСТВО  ПО  ОБРАЗОВАНИЮ

Министерства  образования и науки Российской Федерации

ГОУВПО  « Пермский государственный университет» 
 
 
 
 

Кафедра физические процессы горного и нефтегазового  производства 
 
 
 
 
 
 

Курсовая  работа

Увеличение  нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки 
 
 
 
 
 
 
 
 

Пермь 2009 

СОДЕРЖАНИЕ 
 

ВВЕДЕНИЕ 

       Эффективность извлечения нефти из нефтеностных пластов  современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах считается неудовлетворительной. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40 %, например, в странах Латинской Америки  и Юго-Восточной Азии нефтеотдача пластов составляет 24-27%, в Иране 16-17%, в США, Канаде, Саудовской Аравии 33-37%, в странах СНГ и России – до 40% в зависимости от структуры запасов нефти и применяемых методов разработки. Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55-75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах. Еще в более широком диапазоне (30 – 90%)  изменяются остаточные запасы нефти по отдельным разрабатываемым месторождениям, в зависимости от сложности строения и условий разработки.

       Современные геологические запасы нефти во всех  известных месторождениях мира достигают более 500 млрд.т., из них более 300 млрд.т. относятся к категории неизвлекаемых современными промышленно освоенными методами разработки. Извлечение из остаточных запасов нефти 10-15% в среднем, или 30-40 млрд.т., возможно даже изучаемыми в нестоящее время методами увеличения нефтеотдачи пластов. Поэтому остаточные запасы нефти на разрабатываемых месторождениях представляют собой большой резерв для увеличения извлекаемых ресурсов и важную цель для применения методов увеличения нефтеотдачи  пластов.

       Исследование  в области увеличения нефтеотдачи  пластов устремлены на уменьшение остаточных запасов нефти, на извлечение экономически рентабельной их части, особенно в сложных горногеологических условиях (малопроницаемые, неоднородные, расчлененные, заводненные пласты, карбонатные коллекторы, нефтегазовые залежи и т.д.), которые освоенными методами разрабатываются неэффективно.

       Для нашей страны, больше других применяющей при разработке заводнение  нефтяных месторождений (до 72%), очень важное значение приобретает проблема извлечения остаточных запасов из заводненных пластов. Остаточные запасы нефти на месторождениях, находящихся на самой поздней стадии разработки (обводненность продукции выше 90%), огромны. Увеличить извлекаемые запасы нефти, снизить обводненность продукции, повысить или даже стабилизировать добычу на этой стадии – задача номер один для нефтедобывающей отрасли. Однако это наиболее трудная категория остаточных запасов, особенно на месторождениях с высокой эффективностью заводнения, когда конечная нефтеотдача пластов превышает 60%, нефть рассредоточена и рассеяна бессистемно по пласту, а высокая водонасыщенность мешает вступить в контакт с нефтью любому рабочему агенту.

       Извлекаемые запасы нефти и газа можно увеличить  путем правильной расстановки скважин  на залежи с учетом геологического строения пластов. Хорошие результаты получают при регулировании процесса стягивания контуров водоносности с целью повышения равномерности выработки различных частей залежи. Эффективность эксплуатации залежи улучшается путем воздействия на забой скважин с целью увеличения их дебитов и выравнивания профиля притока нефти и газа.

       За  многолетнюю практику разработки месторождений предложено множество методов и технологических приемов, позволяющих увеличить отбор нефти из недр.

       Методы  повышения нефтеотдачи пластов  представляют собой усовершенствование обычных процессов разработки, а их теория – развитие и обобщение основных представлений теории двухфазной фильтрации. 

     ГЛАВА 1. ВИДЫ НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

     Неоднородностью продуктивных пластов называется изменчивость литолого-фациального и минералогического состава, агрегативного состояния и физических свойств пород, слагающих продуктивный горизонт.

     Следует выделить два типа неоднородности продуктивного  пласта на основе использования геологического и физико-гидродинамического признаков:

     1) литолого-фациальная неоднородность продуктивного горизонта (пласта);

     2) неоднородность по физическим (коллекторским) свойствам продуктивного пласта.

     Более детальное изучение литолого-фациальной неоднородности позволяет выделить следующие разновидности:

     -минералогическую неоднородность пород, слагающих продуктивный горизонт;

     -гранулометрическую (агрегативную) неоднородность;

     -неоднородность по толщине горизонта в целом;

     -неоднородность по толщине пластов, входящих в состав горизонта.

     Для более детального изучения неоднородности по коллекторским свойствам необходимо выделить следующие виды неоднородности пластов-коллекторов:

     -по проницаемости;

     -по пористости;

     -по распределению остаточной водонасыщенности; параметрическую

 неоднородность, или микронеоднородность.

     Использование в гидродинамических расчетах производных параметров, образующихся за счет одновременного учета геолого-физических свойств пласта, приводит к необходимости выделения дополнительных видов неоднородности: по проводимости пласта; по гидропроводности пласта; по коэффициенту продуктивности и т.д.

     В гидродинамических расчетах реальную залежь приходится заменять расчетной  схемой или моделью. В связи с  этим для обоих типов неоднородности следует выделить еще три очень важных вида неоднородности:

     1) послойную неоднородность горизонта (пласта), в том числе с наличием гидродинамической связи и ее отсутствием между отдельными пропластками;

     2) зональную (площадную) неоднородность горизонта (пласта);

     3) пространственную (объемную) неоднородность горизонта (пласта).

1.1 Литолого-фациальная неоднородность

     Под литолого-фациальной неоднородностью  понимают изменчивость литолого-фациального  состава продуктивного горизонта, изменчивость минералогического и гранулометрического состава пород, слагающих продуктивные пласты нефтяных залежей. Этот тип неоднородности можно охарактеризовать чередованием пород как по разрезу продуктивного горизонта, так и по площади залежи; изменением толщины этих пород; их выклиниванием; замещением одних пород другими; линзовидностью и т.д. Таким образом, литолого-фациальная неоднородность является следствием процессов седиментации пород, входящих в состав продуктивного горизонта.

     Представление о литолого-фациальной неоднородности можно получить при изучении и анализе различных геологических карт и профилей. Карты эффективной толщины пород, карты толщины продуктивного горизонта, карты развития и распространения (зональные карты) отдельных пластов дают наглядное представление о зональной литолого-фациальной неоднородности. По этим картам можно судить как о вариации толщин отдельных пластов, входящих в состав продуктивного горизонта, так и о вариации эффективной толщины и общей толщины продуктивного горизонта в целом.

     Геологические профили позволяют получить наглядное  представление о слоистой (послойной) литолого-фациальной неоднородности. На рис. 1.1 приведен геологический профиль Ромашкинского месторождения, по которому можно судить о сложности геологического разреза и ярко выраженной литолого-фациальной неоднородности реальных продуктивных отложений.

     Нередко для изучения и наглядного представления о пространственной литолого-фациальной неоднородности отдельных участков залежи строят так называемые блок-диаграммы, представляющие сочетание геологических профилей и карт распределения толщины пластов.

     Все реальные продуктивные пласты нефтяных месторождений являются неоднородными в литолого-фациальном отношении. Но степень этой неоднородности и ее характер могут быть различными. Поэтому для сравнительной количественной оценки литолого-фациальной неоднородности используют специальные коэффициенты. Наиболее широкое применение нашли три коэффициента: коэффициент песчанистости (для терригенных пород), коэффициент расчлененности и коэффициент связанности.

     Рис. 1.1. Геологический профильный разрез горизонта ДI Минибаевской площади  Ромашкинского месторождения:

     1 – песчаник; 2 – алевролиты; 3 –  глины, аргиллиты; 4 – известняки

1.2 Неоднородность пластов по проницаемости.

     Проницаемость является одной из важнейших гидродинамических  характеристик пористой среды. От величины коэффициента проницаемости зависит пропускная способность пористой среды. Поэтому добывные возможности скважины и пласта или его продуктивность также зависят от величины проницаемости. Вследствие этого проницаемость существенно влияет практически на все технологические показатели разработки. Нефтеотдача, как один из важнейших технологических показателей системы разработки, также определяется величиной проницаемости. К настоящему времени путем теоретических и лабораторных исследований, а также на основе обобщения большого практического опыта доказано, что чем больше среднее значение коэффициента проницаемости пласта, тем больше конечная нефтеотдача.

1.3 Слоистая проницаемостная  неоднородность пласта.

     Под послойной неоднородностью пласта по проницаемости следует понимать изменение усредненных по слоям  значений проницаемости в зависимости от толщины пласта.

     Косвенное представление об этой неоднородности пласта можно получить по результатам геофизических исследований проницаемости, а также по данным исследования скважин глубинными дебитомерами.

     Послойная неоднородность пласта по проницаемости, как и литолого-фациальная неоднородность, есть следствие закономерности процессов седиментации, которые происходили в соответствующие геологические эпохи.

1.4 Зональная неоднородность продуктивных пластов.

     Под зональной неоднородностью пласта по проницаемости по К.Я. Коробову следует понимать изменение по площади залежи усредненных по толщине слоя значений коэффициентов проницаемостей.

     На  практике изучение зональной неоднородности пласта по проницаемости и учет этого вида неоднородности осуществляется с помощью карт равной проницаемости, или просто карт проницаемости.

     Карта проницаемости является хорошим  пособием при изучении характера перемещения контура нефтеносности, при выявлении закономерности обводнения скважин и залежи и других вопросов, касающихся анализа влияния зональной неоднородности пласта на технологические показатели разработки и на конечную нефтеотдачу пластов.

1.5 Пространственная неоднородность продуктивных пластов.

     Под пространственной неоднородностью  пласта по проницаемости следует  понимать изменение физических свойств  пород в объеме продуктивного пласта.

     Технологические показатели разработки нефтяных залежей  и затраты на добычу нефти существенно  зависят от степени неоднородности продуктивных пластов. Коэффициент конечной нефтеотдачи является важнейшим технологическим показателем. Общепризнано, что чем больше проницаемость, тем больше нефтеотдача. В связи с этим для оценки конечной нефтеотдачи очень важно знать, как распределены значения проницаемости по объему песчаного пласта и, соответственно, какова доля объема мало-, средне- и высокопроницаемых песчаников. А это распределение долей песчаников различной проницаемости в общем объеме пласта зависит от степени и характера пространственной неоднородности пласта по проницаемости. Следовательно, изучение и учет этого вида неоднородности в расчетах по оценке конечной нефтеотдачи является важной практической задачей. Эта задача, очевидно, может быть решена только на основе применения методов теории вероятностей

1.6 Неравномерное распределение остаточной водонасыщенности пород-коллекторов как фактор неоднородности строения нефтяных залежей.

     Под остаточной водой понимается суммарная  влага: адсорбционная, или физически  связанная, начальной капиллярности  и углов пор.

     По  вопросу о виде остаточной воды, находящейся в пористой среде  и других дисперсных телах, различные исследователи высказывают неодинаковое мнение. Однако большинство из них приходят к выводу о существовании:

     -капиллярно связанной воды в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы;

     -адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными силами у поверхности твердого тела и прочно связанной с частицами пористой среды (свойства адсорбционной воды значительно отличаются от свойств свободной);

     -пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки поверхности твердой фазы;

     -свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной структуре (ограничивается менисками на поверхности раздела вода — нефть, вода — газ).

     ГЛАВА 2. КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА СТЕПЕНИ НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ.

     Неоднородность  пластов можно приближенно оценить  с помощью ряда показателей, отображающих особенности геологического строения залежи, физических свойств пород-коллекторов  и насыщающих их флюидов. В настоящее время отечественными и зарубежными исследователями предложены различные показатели, характеризующие степень геологической неоднородности и изменчивости параметров продуктивных пластов и строение нефтяных залежей. Причем существуют показатели, характеризующие не только макро-, но и микронеоднородность пластов.

     Показатели  макронеоднородности пластов по цели использования можно разделить  на две условные группы:

     -показатели, позволяющие проводить сравнительную оценку степени неоднородности и изменчивости параметров пластов;

     -показатели, используемые в гидродинамических расчетах при проектировании и анализе разработки нефтяных залежей.

     Условность  такого разделения состоит в том, что ряд показателей первой группы для определенных условий строения пластов применяется и при количественной оценке неоднородности пластов для учета их при проектировании разработки.

     К показателям первой группы, используемым для сравнительной оценки степени геологической неоднородности пластов, кроме уже известных коэффициентов относительной песчанистости, расчлененности и литологической связанности, относятся коэффициенты распространения, прерывистости, а также коэффициент Лоренца и коэффициент неоднородности, предложенный Поласеком и Хатчинсоном. Ниже приводится краткая характеристика названных показателей.

     Коэффициент относительной песчанистости К_п представляет собой отношение объема песчаников к общему объему пород, слагающих продуктивный горизонт. При этом объемы подсчитываются в пределах линии внешнего контура нефтеносности или линии законтурных водонагнетательных скважин.

     Коэффициент относительной песчанистости пород  можно приближенно рассчитать по формуле:

     (1.1) 
 
 

     где h_i — эффективная толщина песчаников в i-й скважине; H_i — толщина горизонта в i-й скважине; N — количество скважин, пробуренных в пределах залежи.

     Чем больше число скважин, тем точнее результаты расчетов по формуле (1.1).

     Поделив числитель и знаменатель в (1.1) на число скважин N, формулу для расчета коэффициента песчанистости запишем в виде

     (1.2) 

     где h — средняя эффективная толщина  песчаников; Н — средняя толщина продуктивного горизонта.

     Если  К_п = 1 , то продуктивный горизонт представлен монолитным однородным пластом песчаников. Чем меньше коэффициент песчанистости, тем больше степень литолого-фациальной неоднородности. Однако по величине коэффициента песчанистости трудно судить о характере литолого-фациальной неоднородности. В связи с этим используются дополнительные коэффициенты.

     Коэффициент расчлененности представляет собой  отношение суммарного числа нефтенасыщенных пластов и пропластков, вскрытых в скважинах, к числу пробуренных скважин: 

     (1.3) 
 

     n — число нефтенасыщенных пластов  и пропластков, вскрытых i-й скважиной.

     Если  К_р = 1, то в составе продуктивного горизонта имеется один монолитный нефтенасыщенный пласт. Для того, чтобы выяснить, является ли этот пласт одновременно и горизонтом, или включен в горизонт в составе других пород, необходимо знать значение коэффициента песчанистости.

     Если  К_р = 1 и К_п = 1, то продуктивные горизонт сложен монолитным пластом песчаника. Если К_р = 1, а К_п < 1, то продуктивный горизонт представлен песчаником, хорошо выдержанным по площади, а в кровле и подошве горизонта имеются еще и непроницаемые породы (глины, аргиллиты, глинистые алевролиты и др.). Если К_р > 1, то это означает, что в разрезе пробуренных скважин песчаный пласт расчленен непроницаемыми породами.

     Под коэффициентом литологической связанности  или слияния К_с понимается отношение площадей (участков) слияния пропластков к общей площади залежи в пределах контура нефтеносности. Этот коэффициент предлагается определять по формуле:

     (1.4) 
 

     где S_ci — площадь, в пределах которой песчаные пропластки не разобщены глинистыми прослоями; S₀ — общая площадь залежи; n_max — среднее максимальное количество песчаных пропластков, наблюдаемое в разрезе одного пласта.

     Несмотря  на серьезные критические замечания  в адрес указанных показателей, их используют довольно широко для сравнительной оценки степени геологической неоднородности пластов.

     В последнее время все больше применяют коэффициент распространения К_sП, который характеризует зональную неоднородность продуктивных пластов. Его определяют после проведения детальной корреляции разрезов скважин и выделения зональных интервалов (пластов), вычисляя отношение площади присутствия коллекторов данного зонального интервала к общей площади пласта в пределах контура нефтеносности.

     Вообще  этот коэффициент определяют для  пород-коллекторов в целом. Однако, как отмечается некоторыми авторами, целесообразно для пластов, в строении которых участвуют породы-коллекторы двух литологических разностей (например, песчаники и алевролиты на Ромашкинском месторождении), вычислять коэффициенты распределения для пород каждого вида, в данном примере — для песчаников К_sп и алевролитов К_sa.

     Для характеристики геологической неоднородности пластов, представленных переслаиванием песчаных, часто выклинивающихся, прослоев небольшой толщины с непроницаемыми породами, предложено определять коэффициент выклинивания К_л, который показывает долю толщины выклинивающихся прослоев коллекторов h_выкл от эффективной толщины h_эф рассматриваемого пласта в разрезе скважины, т.е

     (1.5) 

     При отсутствии выклинивания прослоев этот коэффициент будет равен нулю и, наоборот, при выклинивании всех прослоев К_л = 1.

     Для практических целей рекомендуется  применять коэффициент выдержанности К_в, представляющий собой долю непрерывной толщины пласта по площади. Он определяется по формуле:

     (1.6) 

     Исследования  ТатНИПИнефть показали, что прерывистость  пластов могут характеризовать следующие показатели:

1. содержание коллектора и не коллектора ω в общей площади пласта;
2. средние поперечные (по отношению к направлению потока) размеры коллектора и неколлектора ,
3. частота выклинивания (или появления) пласта от скважины к скважине;
4. доля участков коллектора (по площади), изолированных от воздействия нагнетания.

     При этом доля площади, занимаемой коллектором  и не коллектором, определяется пропорционально количеству скважин. Средний размер участков коллектора или не коллектора вычисляется по формуле:

     (1.7) 

     где l_i — средние размеры участков отдельных групп, взятых в направлении рядов, в км; p_i — доля этих групп.

2.1.Количественная оценка реологических и фильтрационных характеристик пластовых нефтей.

     Реологические и фильтрационные характеристики пластовых нефтей зависят от их состава.

     Исследованию  состава и закономерностей изменения  физико-химических свойств нефтей и  попутных газов посвящены труды  многих исследователей. Состав и свойства нефтей изучались в связи с оценкой закономерностей размещения запасов нефти по стратиграфическим горизонтам и площади, в целях оценки путей переработки нефти и использования ее в народном хозяйстве.

     Как было показано выше, реологические  свойства нефтей зависят от состава  нефтей, содержания смол, асфальтенов, парафинов, азота, метана, этана и некоторых других компонентов. Тем не менее, в настоящее время методы проектирования и анализа разработки залежей не позволяют учесть особенности реологических свойств, вызванных составом нефтей. В задачах разработки учитываются лишь некоторые обобщающие свойства нефтей и газов, такие как вязкость, плотность, содержание растворенного и свободного газа. Это дает удовлетворительные результаты при расчете показателей разработки месторождений легких малосмолистых нефтей.

     Однако некоторые нефти в пластовых условиях проявляют структурно-механические свойства, и в связи с этим такая важная характеристика, как вязкость, остается неопределенной.

     Таким образом, при проектировании и анализе  разработки месторождений аномальных нефтей необходимо учитывать особенности проявления структурно-механических свойств. Очевидно, это возможно лишь при наличии данных об основных реологических характеристиках таких нефтей, полученных экспериментальным путем. Для решения этих задач необходимо иметь обоснованную систему реологических характеристик, позволяющую наиболее полно учесть особенности фильтрации нефти в пласте.

     В лабораторных условиях при фильтрации аномальной нефти в капилляре необходимо обязательно определять следующие параметры:

     -предельное динамическое напряжение сдвига θ;

     -напряжение сдвига предельного разрушения структуры τ_m;

     -наибольшую вязкость нефти практически неразрушенной структуры μ_о;

     -наименьшую вязкость нефти предельно разрушенной структуры μ_m.

     Для описания процессов фильтрации необходимо определять следующие реологические характеристики аномальных нефтей:

     -градиент динамического давления сдвига Н;

     -градиент давления предельного разрушения структуры Н_m;

     -коэффициент подвижности нефти практически неразрушенной структуры (k / μ)₀;

     -коэффициент подвижности нефти предельно разрушенной структуры - (k/ μ)_m.

     Определение перечисленных характеристик аномальных нефтей позволяет рассчитать возможные зоны проявления структурно-механических свойств при разработке нефтяных месторождений.

     ГЛАВА 3. ВЛИЯНИЕ НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НА ПРОЦЕССЫ РАЗРАБОТКИ

3.1 Влияние неоднородности продуктивных пластов по физическим свойствам на обводнение скважин.

       Обычно  реальные продуктивные пласты состоят  из отдельных слоев с различной проницаемостью. Проницаемость пласта меняется и по площади месторождения. Причем размеры участков, имеющих различие в проницаемостях, соизмеримы с расстояниями между скважинами. Макронеоднородность пласта приводит к неравномерному вытеснению нефти водой как по разрезу продуктивного пласта, так и по площади. Вода прорывается в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам, по малопроницаемым пропласткам продолжается процесс вытеснения нефти водой. В продукции скважин появляется вода, содержание которой увеличивается по мере подхода воды по малопроницаемым пропласткам и, наконец, достигает уровня, когда скважину эксплуатировать дальше экономически не выгодно. В этот момент эксплуатация скважины прекращается, хотя и не по всем пропласткам нефть еще вытеснена.