Министерство образования Российской Федерации

Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова

(технический университет)

Кафедра РМПС

По дисциплине: Эксплуатация и разработка газовых и нефтяных месторождений

ОТЧЕТ ПО ПРИДИПЛОМНОЙ ПРАКТИКЕ

Тема: Месторождение Тенгиз

Автор: студент гр. НГ-98 ____________________ /Сарсенбаев Х.А./

^{(подпись) (Ф.И.О.)}

ОЦЕНКА: _____________

Дата: ___________________

ПРОВЕРИЛ

Руководитель проф. ___________________ /Слюсарев Н.И../

^{(должность) (подпись) (Ф.И.О.)}

Санкт-Петербург

2002 год

Содержание…………………………………………………………………………………………………………………2

Аннотация……………………………………………………………………………………………………………….….3

The summary……………...………………………………………………………….……………………………………...4

Введение ...……………………………………………………………………………………………………………….5

1.Геолого-промысловая характеристика месторождения……………………………………………………………….5

1.1Геологическаячасть……………………………………………………………………………………………………..6

1.1.Краткаяхарактеристикагеологическогостроенияместорождения………………………………………. .……….16

2. Гидродинамические исследования скважин и пластов……………………………………………………………..17

2.1. Технология исследования скважин………………………………...……………………………………………….17 3. Определение забойных давлений оценка коэффициентов продуктивности скважин по данным поверхностных замеров …………………………………………………..………………………………………………………………21

4.Оценка фильтрационно-емкостных свойств продуктивных отложений ….……………………………………….27

4.1. Оценка эффективности КВД по результатом гидродинамических исследований скважин……………………33

4.2. Оценка эффективности закачки газа по результатом гидродинамических исследований скважин……………36

4.3. Методические основы применения диагностического подхода к оценке взаимодействия скважин………….39

5.Состояние разработки…………………………………………………………………………………………………..46

5.1. Применение метода Монте-Карло для решения задачи трехмерной многофазной фильтрации ………….....48

6. Стадия и система разработки месторождения……………………………………………………………………….52

7. Задачи контроля, анализа и регулирования разработки нефтегазокандетсатных месторождений………………57

7.1. Основы системы оперативного контроля за разработкой нефтегазоконденсатных месторождений на начальной стадии…………………………………………………………………………………………………………57

8. Покомпонентный учет добычи нефти………………………………………………………………………………...63

9.Вывод....…………………………………………………………………………………………………………………6410. Рисунки. ………………………………………………………………………………………………………………68

11. Литература…………………………………………………………………………………………………………….70

Аннотация.

Публикуемые в литературе исследования по динамике мировых запасов углеводородов во многих случаях пессимистичны. К 2050-2075 году исследователи предсказывают возникновение жёсткого энергетического кризиса, который будет вызван резким замедлением прироста запасов при ещё более резком росте потребности в нефти и газе. Для существенного продления срока, в течение которого может быть спокойно за своё снабжения нефтепродуктами и газом, их запасы должны быть увеличены минимум в 2 раза.

Одна из таких возможностей очевидна: необходимо добиться резкого повышения коэффициента извлечения нефти. Прогресс в этом вопросе связывают с разработкой эффективных вторичных и третичных методов добычи. Развиваются новые технологии, которые призваны, с одной стороны, обеспечивать максимальное нефтеизвлечение, а с другой – минимизировать отрицательные геоэкологические последствия этого. К числу таких технологий относится обработка КВД.

The summary.

Are published in the literature of research on dynamics of world stocks carbons in many cases pessimistic. By 2050-2075 years the researchers predict occurrence of rigid power crisis, which will be caused by sharp delay of a gain of stocks at sharper growth of need in petroleum and gas. The accounts show, that for essential prolongation of term, during which can be quiet for the supply by petroleum and gas, their stocks should be increased a minimum twice.

One of such opportunities is obvious it is necessary to achieve sharp increase of factor of extraction of petroleum. Progress in this question connect to development of effective secondary and tertiary methods of production. The new technologies develop which are called, on the one hand to ensure maximum, and with another – to minimize negative geoеcological consequences it. To number of such technologies concern: processing by an acid.

Введение.

Тенгизское месторождение находится на заключительной стадии разработки, о чем свидетельствует стабилизирующая, на сравнительно небольшом значении, годовая добыча нефти.

Причем стабилизация уровня добычи осуществляется за счет проведения КВД и закачки газа, ввода в эксплуатацию новых скважин, как нагнетательных, так и добывающих, различных методов повышения нефтеотдачи.

Повышение нефтеотдачи и ускорение темпов разработки нефтяных залежей во многом определяется качественной и бесперебойной работой добывающих скважин, которые в свою очередь определяются соотношением призабойной зоной пласта. Эта область пласта наиболее подвержена различным Физико-химическим и термодинамическим изменениям. При этом призабойная зона является той частью пласта, о которой разработчики имеют наибольшую информацию и на которую можно наиболее эффективно воздействовать с целью улучшения ее состояния.

1. Геолого-промысловая характеристика месторождения

Общие сведения

Тенгизское месторождение расположено в западной части Казахстана на территории Эмбинского Района в 160 км. от г. Атырау. Месторождение открыто в 1974 г. С вводом его в промысловую разработку превратился в один из крупнейших промышленных районов Казахстана. На территории месторождения вырос г. Тургай с населением более 90 тыс. жителей. Основными населенными пунктами, кроме г. Атырау, являются г. Актобе, станция Жанаарык, дорогой является линия Астрахань-Актобе. Ближайший магистральный нефтепровод Атырау-Повлодар. В орфографическом отношении изучаемая территория представляет собой холмистую равнину, расчлененную на степь и пустыню. Основной водной артерией является трубопровод Атырау-Жезказган. Климат района континентальный. Абсалютная максимальная темпиратура 45⁰С, а минимальная –40⁰С. Снежный покров достигает 1,5м., глубина промерзания почвы 0,5-1 м. Основными полезными ископаемыми являются нефть и уголь. Последние представлены глиной, песком, известняком, песчаником и гравием. Встречаются залежи гипса. Некоторые глины пригодны для приготовления глинистого раствора, необходимого для бурения скважин, а другие могут быть использованы в кирпичном и гончарном производствах.

1.1 Геологическая часть.

Литологпческпя характеристика разреза скважины.

Палеозой.

Отложения палеозой слагают черные, плотные, монолитные, трициноватые, графитизорованные сланцы. Имеют место метаморфнзованные песчаники, от желто серых до черных, очень крепкие, плотные, монолитные, сильно трещиноватые трещины вертикальные, отдельные из них выполнены белым кварцем, В большом количестве присутствует пирит.

Нижний триас.

Основная часть нижнего триаса сложна известняками в большинстве случаев это пелитморфные микрозернистые, микрокристаллические, крепкие, монолитные известняки. Также присутствуют доломиты светлые, буровато-серые, кремовые, пелитоморфные, мел комковые, обломочные, прослоями перемятые, содержат неравномерно примесь тугого материала.

Тугопесчанники средне крупнозернистые, пятнистые, зеленые и бурые, сильно слюдистые, крепкие, плотные, монолитные, трещиноватые. Туфоаргиллиты пятнистые, неравномерно окрошеные, зеленые и бурые, крепкие и плотные, трещиноватые.

Имеют присутствие туфы: серые и голубовато-серые, кристалло и витрокластнческие с переходом в тепловые разности. Туфы в различной степени карбонатизированы, иногда неравномерно доламитнзированы, участками интенсивно хлоритнзированы.

Аргиллиты крепкие с оскольчагым излаком, тонкодисперсные, трешиновагые с зеркалам н скольжения, слюдитные местами карбонатные, часто с примесью амприлитового материала, в нижней части разреза с прослоями доломит изировпнного известняка. Предлагаемая мощность нижнего грнаса 15-18 метров.

Средний триас.

Отложения среднего гриаса представлены в основном вулканогенно-карбонатными породами серого, светло-серого, темно-серого цветов с зеленоватым или коричневым оттенком.

Известняки в большинстве случаев микро и тонкозернистые. мелкокристаллические, массивные, окремненные, п слито морфные, глинистые, доломит изированные. Наряду с мелкокристаллическими разностями в разрезе присутствуют комковатые органогенно-обломчатые и биогенные известняки.

Известняки органогенно-детритовые, остракорывые с постепенным переходом в средне и микрокристаллические разности, слабо доламитизированные, участками скрошенные и слабобитумизированные. Содержат маломощные прослои туфо песчаников, аргиллитов, туорфитов, туфов.

Известняки мелкозернистые до плитоморфных, преимущественно шламовых с примесью водорослевого детрита при подчиненном значении остраходовых разностей, слабо доломитизированные.

Детритовый шлам распространен неравномерно. Спорадически встречаются целые формы остраход, пелизинод, участками обогащены терригенными материалом машнитовой и алевролитовой разностей.

Кристаллические известняки образуют маломощные прослои. Для всех разновидностей известняков характерна неравномерная доломитизация.

Доломиты кремовые и светло-коричневые, кавернозные с прослоями кристаллических и водорослевых известняков с редкими маломощными прослоями туфов, туфопесчанников. Микрозернистые доломиты играют подчиненную роль.

Доломиты ослитово-комковатые, светло-коричневые, содержат примесь органе генно-водорослевого детрита. Комки сложены релито-морфными доломитами. На отдельных участках отмечаются горизонтальные слоистости.

Туфы серые и голубовато-серые, кристально и витрокластические с переходом в пепловые разности. Туфы в различной степени карбонатизированны, иногда неравномерно долом итизированны, участками интенсивно хлоритизированны, гидрослюдизированны.

Песчаники мелко и среднезернистые, массивные трещиноватые, слюдистые, полимиктовые.

Цемент глинистый регелиреционный, местами карбонатный. поровый. Содержание карбонатного материала нередко достигает 30%. По трещинам встречаются окисленный битум.

Алевролиты мелко и среднезернистые, тонкослоистые реже немного слоистые, глинистые, слюдистые полиликтовые, прослоями известковистые.

Аргиллиты преимущественно тонко дисперсные, микро слоистые, сланцеватые, местами плевритные, неравномерно карбонатные с содержанием органического вещества, с включением пирита и зёрен кварца.

Породы среднего триаса часто трещиноваты, трещины выполнены кальцитом, иногда содержат окисленный битум.

Мощность отложений среднего триаса ожидается 150-170 метров.

Верхний триас.

Значительная часть отложений верхнего триаса представлена аргиллитами, алевролитами, песчаниками. Иногда среди этих разностей, а именно, в нижней части разреза встречаются прослои гравелитов, вулканогенно-терригенных образований. В верхней части разреза присутствуют линзовидные прослои угля. В гравелитах нередко наблюдается включения крупных частиц галек свидетельствующие о происходивших в верхнетриасовое время размывах и перерывах в осадка накоплении. В большинстве случаев породы окрашены в серые, темно-серые, почти черные тона. Вулканогенные отложения, а также некоторые разновидности песчаников и алевролитов, имеют зелено-серую и зеленую окраску.

Аргиллиты тонкодисперсные, плотные, крепкие, массивные, местами трещиноватые с раковистым изломом, иногда окремненные, пелитоморфные, с примесью алевритового материала.

Алевриты тонко и мелкозернистые, плотные крепкие, массивные участками слоистые, участками окремнелые, полиликтовые, цемент глинисто-гидрослюдистый.

Песчаники мелко, средне, и грубозернистые массивные, местами полосчатой текстуры, трещиноватые, полиликтовые.

Из вулканогенно-обломочных пород наибольшим распространением пользуются туфопесчаники и туфогравелиты.

Туфопесчаники средне и крупнозернистые, плотные, массивные, средне сцементированные, местами трещиноватые с включением гравия.

Туфогравелиты сложены в основном, обломками эффузивов и кварца сцементированными туфогенным материалом. Местами они переходят в мелко галечный конгломерат.

Мощность отложений верхнего триаса по аналогии с сев. Караше составит 580-620 мегров.

Юрская система,

Отложения юрской системы имеют значительную мощность и представлены всеми тремя отделами: нижним, верхним, средним.

Нижний отдел.

В основании юрских отложений залегает базальный пласт песчано-галечникового состава. Разрез составлен чередованием песчаников, алевролитов, глин. аргиллитов. Мощность отдельных пачек песчано-алевролитовых или глинистых парод достигает 10-20 м. В свою очередь внутри песчаных и глинистых пачек прослеживается более тонкая ритмичность, вплоть до микро слоистости. Характерно насыщенность пород мелким унифицированным растительным детритом, как в рассеянном состоянии, так и в виде отдельных узлистых прослоев.

Песчаники серые, светло-серые, мелко средне реже крупнозернистые хорошо отсортированные, посиликтовые, крепкие, массивные, со значительной примесью гравия.

Цемент песочного типа, а также контактового, представлен каолинитом.

Алевролиты по составу опологичные песчаником глины серые, темно-серые, плотные, аргиллитопобные, песчанистые. Местами алевритистые с прослоями серых алевролитов и мелкозернистых песчаников. Породы обогащены рассеянным узлистым веществом.

Аргиллиты тонко отлученные, чешуйчатой текстуры. В крупных обломках видны зеркала скольжения.

Гравелит и мелко галечный конгломерат состоит из о котонных и полу скатанных обломков подстилающих песчаников и аргиллитов. Мощность отложений нижней юры предположительно 120-140 метров.

Средний отдел.

В состав среднего отдела юры выделяются ааленский, байоский и батский ярусы.

- Ааленеский ярус.

Представлен толщей разнозернисгых песчаников с подчиненными прослоями и линзами глин и мелко галечных конгломератов. Песчаники серые, желто-серые, бурые, мелко-, средне-, и крупнозернистые, иногда со значительными примесями глинистого материала, слабой и средней крепости, сцементированные глинистым, глинисто-хлор итовым и баритовым цементом порового и контактного типов. Наиболее грубозернистые разности песчаников, нередко переходящие в гравелиты и мелкогаличные конгломераты, развиты в нижней части яруса. Вверх по разрезу песчаники объединяются грубым обломочным материалом, и становится мелкозернистым.

Глины серые, темно-серые, аргнллито подобные, а различной степени песчанистые и алевритистые, слабо карбонатные и некарбонатные плотные, обычно гидрослюдистые.

Конгломераты состоят из полу угловатых, угловатых, и полу скатанных обломков кремния, кварца и подстилающих песчано-глинистых пород.

Отложения аалена. особенно глинистые разности, насыщены обугленной растительной органикой, которая встречается в рассеянном виде. а также в виде отдельных углистых прослоев.

Встречающиеся прослои алевролитов серого и темно-серого цвета, плотные, крепкие, песчанистые, глинистые.

Проектная мощность отложений валена 265-285 метров.

- Байоский ярус.

Представлен чередующимися песчаниками, алевролитами, глинами. Изредка встречаются прослои мергелей, углей чередование пород, главным образом, тонкослоистое. В общем плане нижняя часть разреза байоского яруса более глинистая и имеет подчиненные линзовидные прослоя песчано-алевролитовых пород, которые образуют более мощные пласты (20-З0м), плохо выдержанные по простиранию. Верхняя часть разреза сложена, в основном, песчано-алевритовыми породами. Глины залегают здесь в виде прослоев, мощность которых не превышает 5-10 мегров. Породы содержат обугленную растительную органику н углистые прослой.

Песчаники серые, желто-серые, бурые, мелко- и среднезернистые, глинисто-алевритистые. часто переходящие в алевролиты. Состав песчаников полиликтовы и.

Цемент контактного и пленочно-порового типа, редко базально-поровый, глинистый.

Алевролиты серые, бурые, средне- и мелкозернистые, полиликтовые. По составу и соотношению породообразующих минералов они близки к песчаникам.

Цемент середито-хлоритовый пленочного, реже базально-порового типа. Глины обычно темно-серые почти черные, иногда с буроватым оттенком, в различной степени песчанистые и алевритные, сильно насыщены обугленной растительной органикой. Мощность отложений байоса 380-400 метров.

Батский ярус.

Для отложений батского яруса характерно частное чередование песчаников, алевролитов, глин. Песчаники серые, темно-серые, буровато н желто-серые, мелкозернистые, редко сред незернистые, алевритисто-глннистые, связанные постепенным переходом с алевролитами.

Алевролиты имеют состав аналогичный песчаником. Они песчанистые, реже глинистые. Глины батского яруса гемно-серые, серые, темно-коричневые, зеле но-те.м но-серые, плотные в различной степени песчанистые и а.^еаригные. Особенностью нх является обогащение вулканическим стеклом.

В породах бата встречаются многочисленные тонкие прослои углисгых сланцев, обильный рассеянный обугленный растительный детрит г отдельные крупные остатки флоры. Иногда прослои глин настолько насыщены или. что приобретают облик углистых пород. Проектная мощность 245 - 265 метров.

Верхняя юра,

В разрезе верхней юры выделяются отложения нелловейского, оксфордского и кемерндже-тионского ярусов.

Келлоивейский ярус.

Отложения келловейского яруса представлены толщей глинистых образований с подчиненными прослоями песчано-алевритовых пород. Глины зелено-серые, темно-серые, иногда с буроватым оттенком, плотные, аллевритные, слабо песчанистые.

Представлены слабо карбонатными и некарбонатными разностями. Однако в верхней части разреза яруса карбонатность их постепенно возрастает, и здесь уже встречаются прослои мергеля.

Песчаники серые, зелено-серые, реже темно-серые и буроватые, преимущественно мелкозернистые, сильно аллевритные, Постепенно переходящие в песчаные алевролиты. Из включений отмечаются многочисленные обугленные остатки наземной и водной флоры.

Алевролиты зелено-серые, мелко- и разнозернистые, песчанистые, иолиликтовые, сцементированные глинистым и карбонатным цементом б азаль но-парового,-редко-перового типа.

По методологическим особенностям разрез кенловейского яруса подразделяется на 3 части: нижняя глинистая - песчано-алевритовые породы присутствуют в виде темных прослоев мощностью до 1 метра,

В средней части преобладает песчаники и алевролиты при подчиненном значении глин.

Верхняя - преимущественно глинистая. Это довольно мощная толща глин заключает в себе значительное количество прослоев мергелей. Проектная мощность келловейского яруса 110 метров.

Оксфордский ярус.

Оксфордский ярус представлен толщей глинисто-карбонатных отложений с преобладанием глин в разрезе, особенно в нижней части.

Глины серые, темио-серыс. зеленовато или коричнево-серые. мергелистыс. алевритистые, реже слабо песчанистые, плотные. По мере обогащения карбонатом кальция глины постепенно переходят в мергели.

Мергели обычно имеют нелито морфио-микрозернистое строение. Основная их масса глинисто-кальцевая, со значительной примесью алевритового материала, грещ иноватые. реже мергелей встречаются прослой чистых и глинистых известняков. Известняки трещиноватые. Трещины обычно заполнены мелко кристаллическим кальцитом.

Изредка в разрезе встречаются прослои аллевролитов и мелкозернистого песчаника.

Песчаники мелкозернистые, имеют светло-серую, серую, и темно серую окраску с зеленоватым и коричневым оттенком, массивные. полимнктовые.

Алевролиты мелко и разнозернистые, светло-серые и темно-серые с зеленоватым и коричневым оттенком, тонкослоистые, полимиктовые. Состав алевролитов кварцево-пелевосинатовый.

Среди включений следует отметить растительный детрит и скопления фаунистических остатков. Мощность отложений Оксфорда 245-255 метров.

Киммеридж - пштопскин. ярус.

Отложения пого яруса представлены толщей органогенно-облом очных, афанитовых н мелкокристаллических, нередко доломитизированных н пере кристаллизованных известняков с прослоями доломитов, мергелей, глин, алевролитов и песчаников.

Известняки в верхней части разреза имеют пятнистую структуру, которая обычно образуется за счет присутствия в серо-цветных известняках светлых гнезд доломитов.

Доломиты часто известковистые с реликтовой органогенно-обломочной структурой.

Песчаники и алевролиты серые, зелено-серые, темно-серые, полимиктовые крепко цементированные карбонатным и кремнистым цементом.

Породы разбиты трещинами, выполненными мелкокристаллическим кальцитом. Мощность кимеридж-титонских отложений предположительно составляет 195-205 метров.

Меловая система.

В пределах Южного Мангышлака по палеонтологическим данным уверенно выделяется нижний и верхний отделы меловой системы.

Нижний отдел.

Отложения нижнего мела представлены всеми своими ярусами:

валанжинским, готернвским, сорремским, аптский н альтским.

Валанжинский ярус.

Валанжинскнй ярус с размывом и несогласием залегает на различных горизонтах юрских пород. В основании яруса залегает монолитный пласт базального конгломерата (мощностью 0.3 м), состоящий из фосфоритовых желваков и галек различных пород. Выше разряд сложен песчаниками, известняками и подчиненными прослоями глин. алевролитов, доломитов. Породы окрашены в светло-серые, зеленовато-серые, серые тона.

Песчаники мелко-, средне - разнозернистые, кварцевые, олигомиктовые с различной степенью цементации.

Постоянно в различных количествах наблюдается гонко рассеянный пирит. Органогенно-обломочные известняки сложены органическими

остатками и цементирующим их известняки представлены мелкими зернами карбонатов.

Известняки в различной степени долом итизированы. Алевролиты большей частью крупнозернистые, песчанистые представлены в основном олигамиктовыми разностями.

Ближе к кровле прослеживается пачка зеленовато-серых плотных глин. Мощность отложений 105-110 метров.

Готеривский ярус.

Отложения готеривского яруса представлены чередующимися песчаниками, глинами, алевралитами, известняками, доломитами, мергелями. Соотношения песчано-алевритовых, глинистых пород в разрезе примерно одинаково?. Окрашены они в серые, светло-серые, зелено-вато-серного типа.

Песчаники мелкозернистые, алевритные, в различной степени сцементированные. Обломочный материал скатан слабо и полуокатан. Алевролиты часто крупнозернистые, песчанистые, полимиктовые.

Глины алевритистые, песчанистые, иногда чистые, плотные с оскольчатым изломом, тонкослоистые. В глинах присутствуют рассеянный мелкий обугленный растительный ретрит.

Органогенно-ретритовые известняки глинистые, реже чистые, сложены обломками фауны с карбонатными цементирующим материалом.

Оолитовые известняки комковатые с примесью глинистого материала. Доломиты тонкозернистые, не ело истые с незначительной примесью алевритового материала и единичными крупными зернами кальцита.

Мергели тонкослоистые, с раковистым изломом, обогащены алевритовым материалом, в большом количестве присутствуют тонко рассеянный пирит. Мощность отложений готерива 25-30 метров.

Барремский ярус.

Отложения баррема представлены глинами и песчаниками с подчиненными прослоями мергелей и глинистых известняков. Характерным для отложений баррема является их пестро цветная окраска. По мегологическим признакам барремские отложения могуг быть разделены на нижний псечанный горизонт и верхнюю пестро-цветную пачку.

Песчаники мелко, иногда среднезерннсгые, алеврнтные, полимнктовые.

Алевролиты разнозернистые и крупнозернистые, песчанистые, полиы иктовые, иногда кварц полево-шпатовые.

Пестро цветная пачка представлено глинами с тонкими прослоями песчаников, алевролитов, мергелей. Глины, имеют бурую и коричневую окраску с красноватым оттенком. Они аллевритистые, часто карбонатные, преимущественно монтмориллонитовые. В глинах отмечается обуглившаяся растительное органика и значительное содержание рассеянного пирита.

Мергели плотные, алевритистые. Состоят из карбонатов загрязненных глинистым материалом до 50%» с зернами кальцита и пирита. Мощность отложений барремз 110-115 метров.

Аптский ярус.

Аптский ярус начинается плитой плотного песчаника с голькой и желеваками фосфоритов, залегающий по различной поверхности неокомских отложений. Мощность плиты составляет обычно 0,2-1,5 м, реже 2,0-2,5 м. Повсеместно выше залегает толща темно-серых, почти черных глин. Над глинистой толщей появляются прослои песчаников, алевролитов.

Аптские глины алевритистые, монтморнллонитовые иногда слабо карбонатные с большим содержанием тонко рассеянной обугленной органики.

Алевролиты темно-серые с зеленоватым оттенком, разнозернистые. полпмиктовые и кварц-полевошпатовые с примесью глауконита и тонко рассеянного пирита.

Песчаники зелено-серые и серые, мелкозернистые, алевритистые содержат мелкие зерна и желваки фосфоритов.

Мергели темно-серые и серые, чистые или с небольшим количество алевролитовой примеси, микрозернистые, с зернами жауконита и пирита, часто с обломками раковнп пелиципо форонинифер. Мощность аптских отложений ориентировочно 105 метров.

Альбскии ярус.

Отложения альбского яруса начинается темно-серыми глинами с прослоями песчаников и алевролитов. Средняя часть разряда сложена толщей равномерно переслаивающихся песчано-алевритовых и глинистых пород. В верхней части яруса доминируют алевролиты, в подчиненном виде присутствую! песчаники н глины.

Песчаники альбского яруса темно-серые и зеленовато-серые, мелкозернистые, крепко и слабосцементированные.

Глины гемно-серые, почти черные, алевритистые, иногда слсобо карбонатные, с раковистым, оскольчатым изломом, обычно гонко оскольчатые. Мергели темно-серые, зелено-серые, плотные, тонко и мнкрозернистые с крупными единичными кристаллами кальция с обломками раковин пелеципод, фораминифер. Мощность отложений альба 575-590 метров.

Верхний мел.

Верхнемеловые отложения представлены сеноманским под ярусом и датским русом.

Сеноманский ярус.

Литологнческий состав отложений отмечается широким развитием глинисто-алевролитовых пород, содержащих отдельные, небольшой мощности, пласты песчаников и крупнозернистых алевролитов. Нижняя граница яруса проводится по подошве фосфоритового горизонта.

Глины темно-серые, зелено-серые, алевритистые, с оскольчатым изломом, часто тонкослоистые, плотные слюдистые, комковатые, иногда песчанистые с фукоидами, заполненными порошкообразным гипсом.

В значительном количестве присутствуют обугленные растительные остатки. Алевролиты зеленовато-серые и серые разнозернистые и крупнозернистые, местами полимиктовые и кварполевошпатовые.

Песчаники зелено-серые, мелкозернистые, алевритистые, средней крепости и крепкие, массивные, полимиктовые. Мощность -отложений сеномина 115-125 метров.

Сенон-туранский под ярус.

Сенон-туранские отложения в разрезе скважинах, пробуренных на Южном Мангышлаке, называются с фосфоритового песчаника. Песчаник серый, крепкий, мелкозернистый, слюдистый с включением кристаллов пи риг а.

Слагают под ярус мелко подобные известняки, писчий пел, меловые мергели. Цвет пород светло-серый, белый, иногда с желтоватым или зеленоватым оттенком. Текстура пород массивная и крупнозернистая. По составу различаю известняки органогенно-обломочные, чем о генные, реже обломочные.

Среди органогенно-обломочных известняков отмечаются разности нашдетритовые с терригенной примесью и без неё.

Хемогенные известняки представлены пелигоморфными разностями с органогенным детритом или песчано-алевритовой примесью.

Мергели пестро цветные, плотные крепкие, участками трещиновятые. мелоподобные, нередко глинистые. Встречаются такие обугленные растительные остатки, кристаллы пирита и обломки фауны.

Мел белый, писчий, плотный, участками мягкий до рыхлого. Наблюдается включения, примазки, небольшие линзочки глин по трещинам. Мощность отложений сенон-турока 210-215 метров.

Датский ярус.

Отложение датского яруса с размывом залегает на сено-туранских отложениях. В разрезе датского яруса преобладают пелитоморфные и органогенно-обломочные известняки с прослоями мергелей и глин. В основании почти повсеместно, прослеживаются прослои меловых пород с галькой.

Мергели серы? с желтоватым оттенком очень крепкие, плотные. Характерный особенностью являются присутствие в них многих включений кремневых конкреции. Мощность отложения 105-110 метров.

Палеогеновая систана.

Отложения палеогена с размывом залегают на породах датского яруса. Начинается разрез мелкозернистым песком на породах датского яруса. Иногда это песчаник. В основании залегает прослой с песчаниковой а местами фосфоритовой галькой.

Вверх по разрезу залегают мергели белые очень крепкие с конкрециями пирита. Средняя часть разреза сложена коричневыми. местами известковистыми глинами с обилием рыбных остатков, под которыми залегают светло-серые, белые. Мелоподобные мергели с исключениями железистых конкреций и кристаллов гипса. Верхняя часть разреза представлена монотонной толщей глин зеленовато-серых с бурыми пятнами, с фукоидными заполненьями порошкообразными пиритом.

Глины жирные на ощупь, иногда слабо песчанистые. Среди глин отмечаются прослои мергелей мелоподобных, серых алевролитов и темно-серых песков. По всему разрезу отмечаются конкреции пирита, сидерита гипса, включения обугленной растительной органики. В отдельных слоях глинистых породы имеют брехчевидное строение. Мощность отложений палеогена 305-345 метров.

Четвертичная система.

Отложения четвертичной системы представления континентальными образованием, это пролювиально-делювиальные, золовые и гокарные отложения. Представлены они песками с обильными включениями ратуши, корочками соли на песчанистых глинах, суглинками, щебнем. Мощность 3-5 метров

1.2.Краткая характеристика геологического строения месторождения.

На Тенгизском месторождении скважинами вскрыты средне-нижнекаменноугольного девонского отложения и породы кристаллического фундамента. В целом разрез представлен карбонатными породами-известняками, доломитами. Подчиненное значение имеют породы терригенного происхождения - пески, песчаники, глины, аргиллиты, алевролиты.

В тектоническом отношении Тенгизкое месторождение приурочено к Астраханьско-Жанажолский вал северо-западного простирания. Жанажолский вал осложняет юго-западную часть вершины Астраханьского свода. Структура месторождения по подошве репера «верхний известняк» представляет обширную (36км*20 км.) брахиантиклинальную структуру с четко выраженной асимметрии и двумя сводами на юго-западе Жанажолским и в центре Тенгизским. Вершины сводов расположены вблизи крутого юго-восточного крыла, вдоль которого по девонским горизонтам прослеживается небольшой прогиб. Осевая линия структуры изогнута и выпуклостью обращена в юго-восточном направлении. Далее к югу и югу-востоку от осевой линии отмечается обширная структурная терраса шириной 4-6 км. еще далее к юго-востоку пологое залегание слоев сменяется новым редким их понижением под углом 1-4⁰С. амплитуда погружения юго-восточного крыла Тенгизской структуры достигает 100м. Юго-западный склон структуры характеризуется значительно меньшим числом локальных куполов и мульд. Залегают оолитовые известняки, насыщенные жидкой газированной нефтью. Однако получить промышленный приток нефти из известняков не удалось. Следует отметить, что нефтеносность карбонатных отложений, мощность которых составляла почти 99% осадочной толщи палеозоя, изучена слабо. Из изложенного видно, что Тенгизское нефтяное месторождение является многопластовым.

2. Гидродинамические исследования скважин и пластов

Вопросы гидродинамических исследований скважин и пластов являются актуальными и наиболее сложными для разработки глубокозалегающих залежей нефти и газа Прикаспийской впадины. Достовер­ность получаемой информации о комплексе фильтрационных парамет­ров пласта и особенностях строения пластовой системы в значительной мере определяется совершенством и обоснованностью применяемой техники и технологии исследований, методов обработки и интерпрета­ции результатов, учитывающих конкретные геолого-промысловые условия месторождений.

Рассмотрим некоторые особенности гидродинамических исследо­ваний объектов Тенгизского мес­торождения, выполненных в период их разведки и опытно-промыш­ленной эксплуатации.

2.1. Технология исследования скважин.

Технология проведения гидродинамических исследований за­конченных строительством разведочных и эксплуатационных скважин складывается с учетом специфически геологического строения, глубины залегания продуктивных отложений, состава пластового флюида, применяемого оборудования и приборов.

Испытание скважин Тенгизского месторождения проводилось на двух-трех режимах в следующем порядке: первоначальная отработка на максимальном устьевом штуцере (диаметром 8 или 10 мм) в амбар для очистки призабойной зоны пласта и ствола скважины; перевод на четырехступенчатую блочную сепарационную установку фирмы "Порта-Тест" и исследование в стационарном режиме; исследование на стационарном режиме при отработке на промежуточном штуцере;

переход на штуцер меньшего диаметра и исследование на минималь­ном режиме; отбор проб пластового флюида из выкидной линии;

спуск в скважину глубинного манометра и регистрации забойного давления; остановка скважины и запись кривой восстановления давления (КВД).

Вместе с тем, ограничения на пропускную способность сепарационной установки "Порта-Тест" (в 700 м³/сут) и минимально допустимую величину за трубного давления (10 МПа), сокращение до 2 суток продол­жительности сжигания пластового флюида в амбаре, обусловленное требованиями охраны окружающей среды, отсутствие надежного глу­бинного оборудования и приборов не позволили реализовать в полной мере проведение традиционных гидродинамических исследований на месторождении Тенгиз. В результате наибольшей по объему оказалась информация об устьевых параметрах исследований. Для повышения точности измерения трубные устьевые давления регистрировались глубинными манометрами, устанавливаемыми на фонтанной арматуре.

Заметим, что аналогичная ситуация с прямыми замерами забойных давлений, производительности скважин, отбором пластовых проб флюида отмечается при разведке и опытной эксплуатации глубокоза­легающих других месторождений нефти и газа в Прикаспийской впадине.

В связи с этим можно рекомендовать более информативные, однако, и более трудоемкие методы исследования скважин. Они позволяют увеличить время исследования (пробная эксплуатация в течение 100-150 сут). Для этого было бы целесообразно построить в соляных куполах подземные емкости объемом 50-100 тыс. м³ и прово­дить отработку объектов, сбрасывая в них углеводородные смеси промывочного раствора, техническую воду и химреагенты. Одновре­менно такие емкости, содержащие нейтрализаторы сероводорода, могли бы обеспечить сепарацию и нейтрализацию продукции скважин в течение 150-300 сут при дебите газа до 1 млн. м³/сут и жидкости до 1 тыс. т/сут. Сжигание отсепарированного и нейтрализованного в подземных емкостях газа в первых поисковых скважинах в значитель­ной степени снизит экологический ущерб и позволит определить параметры нефтеперерабатывающих установок, очень необходимых на стадии разведки перспективных площадей. Эти установки позволят получить конечные продукты из газа, нефти и конденсата. Избыток продуктов переработки на стадии разведки можно хра­нить в тех же подземных емкостях.

Применяемая технология исследований скважин на Тенгизском месторождении, как и на других глубокозалегающих подсолевых месторождениях в Прикаспийской впадине, содержащих летучие нефти, не учитывает их физических особенностей. Это обстоятельство вместе с большой глубиной залегания существенно. Осложняет тради­ционную проблему исследований нефтяных скважин.

Данные осложне­ния связаны с тем, что при исследовании скважин в наибольшей степени проявляется гравитационное разделение нефти по стволу скважины и разрезу залежи, когда содержание тяжелых углеводоро­дов возрастает с глубиной.

Для обычных нефтей с газовым фактором 150-200 м³/т измене­нием состава в скважине глубиной 1000-2000 м можно пренебречь, так как эта и другие характеристика меняются не более чем на 10 %. В то же время для скважин Тенгизского месторождения, как показы­вают расчеты, изменение газового фактора по стволу остановлен­ной скважины за счет гравитационной дифференциации достигает 2 раз, что, естественно, приводит к изменениям молекулярной массы, плотности и других характеристик нефти. На рис.1 в. качестве примера приведены изменения расчетного давления, газового фактора и плотности по стволу скв. 17- и 41- Тенгизских в предположении установившегося равновесия. Вычисления выполнены по давлению и. составу смеси на устье скважины по методике, изложенной в работе .

Гравитационное разделение смеси по стволу скважины существен­но осложняет проблему определения компонентного состава летучей нефти даже в том случае, когда давление превышает давление начала кипения и смесь однофазна. Так, при работе скважины действие' гравитационного поля Земли приводит к изменению во времени состава смеси, получаемой на земной поверхности. Средний период и амплитуда этих автоколебаний определяются соотношением скоростей гравитационного разделения смеси и подъема продукции по стволу скважины. При этом наибольшая амплитуда изменения состава добы­ваемой продукции наблюдается при их равновесии, т.е. при малых дебитах. Увеличение дебита скважин приводит к увеличению отноше­ния вышеупомянутых скоростей и уменьшению амплитуды флюктуаций состава продукции.

Таким образом, дискретные отборы проб на работающей скважине либо на сепараторе не обеспечивают представительности полу­чаемого состава продукции. Точный состав пластовой продукции можно определить лишь при непрерывном контроле состава добы­ваемой продукции на сепарационной установке и последующем усред­нении полученных результатов за период времени, после которого искомые величины не выходят за пределы наперед заданной погрешности.

Следует также учитывать, что при исследовании скважин летучих нефтей с переменным во времени дебитом состав получаемой на поверхности продукции меняется при смене режимов. Поэтому иссле­дование состава добываемой продукции на сепарационной установке , должно производиться при нескольких различных режимах,

Заметим, что в остановленной скважине состав смеси также не пос­тоянен по ее стволу и ни на одной из отметок не соответствует составу пластовой продукции. Вызвано это гравитационным разделением смеси, поступившей из пласта в ствол скважины к моменту ее закры­тия. Состав пластовой продукции в остановленной скважине можно определить путем интегрирования компонентного состава смеси по длине ствола. Так, для скв. 17- и 41-Тенгизских интегральный газовый фактор равен 400 и 375 м³/т, соответственно, против значений 560 и 510 м³/т полученных по пробам на устье в статике.

Задача определения среднего состава пластовой продукции в стволе остановленной скважины может быть решена традиционным путем с помощью отбора большого количества проб по стволу сква­жины.

В этой связи может быть предложен новый подход к исследованию летучих нефтей, заключающийся в отборе проб на устье скважины с полностью восстановленным пластовым давлением, определении химического состава и последующем вычислении характеристик продукции на любой отметке .

Гравитационное разделение пластовой смеси после закрытия скважины влечет за собой увеличение легких компонентов и допол­нительный рост давления на устье скважины. Это искажает кривые восстановления на устье скважины и должно учитываться при их обработке. Действие силы тяжести Земли приводит к изменению состава нефти и по разрезу месторождения. Это обстоятельство необходимо учитывать при подсчете запасов, проектировании разработки, интер­претации результатов исследования скважин.

Как показали исследования составов по глубине, например, для скв.17-Тенгизская плотность и газовый фактор изменяются от 0,572 до 0,591 г/см³ и от 622 до 535 м³/т соответственно в интервале глубин от 4000 до 5200 м. В этом интервале глубин молярное содержание компонентов (в %) изменяется в следующих пределах: Н₂S - от 15,4 до 15,9; СО₂ - от 3,7 до 3,9; N₂- от 13,9 до 13,5; С₁ - от 42,8 до 40,3;

С₂- от 9,7 до 9,4.

3. Определение забойных давлений оценка коэффициентов продуктивности скважин по данным поверхностных замеров

Ограниченные возможности прямых глубинных замеров давле­ний в условиях агрессивной среды при исследовании скважин вызва­ли необходимость создания методики определения давлений на забое по устьевым замерам.

Разработан способ определения забойных давлений фонтанирую­щих скважин по данным поверхностных замеров, основанный на кор­реляции разности давлений между двумя сечениями вертикального потока и его длиной с учетом абсолютного давления и газосодержания. По данным исследований скважин Прикаспийского региона было установлено, что с Повышением буферного давления связь между градиентом давления (Ар) и длиной лифта НКТ (b) может быть предс­тавлена в виде

lġlġL, (3.1)

где р - абсолютное давление; Г - газосодержание.

Коэффициенты а и b зависят от физико-химических свойств плас­тового флюида и конструкции скважин. Для Тенгизского нефтяного месторождения а = -2,22, b = 1,0 . Тогда

Р_з=Р_б + 0,607-0,01 L , (3.2)

Где Р_б, Р_з - буферное и забойное давления, МПа; L - глубина скважи­ны, м.

Сопоставление расчетных и замеренных пластовых давлений показано в табл. 1. Оказалось, что средняя относительная погреш­ность расчетов, как правило, находится в пределах точности приме­няемых манометров.

Данный способ рекомендуется для практического использования при снижении буферного давления до 10 МПа .

На рис. 2 приведены индикаторные диаграммы по скважинам Тенгизского месторождения, для построения которых использовались расчетные значения забойных давлений. Индикаторные линии имеют прямолинейный характер, позволяющий экстраполировать значения забойных давлений до пластового и графически определять продук­тивность скважин.

В целях снижения степени загрязненности, окружающей "среды было сокращено время отработки скважин до двух суток, что затруднило исследование методом установившихся отборов. Поэтому оценку значений коэффициентов продуктивности по КВД предлагается прово­дить с помощью метода идентификации. Суть метода сводится к построению модели пласта и определению ее характеристик по данным "воздействия" на входе и выходе. Рассчитываемый этим методом параметр продуктивности отражает состояние удаленной зоны пласта и поэтому может рассматриваться как потенциальный. Сравнение с коэффициентом продуктивности, определенным по данным исследова­ний методом установившихся отборов, позволяет оценить состояние призабойной зоны пласта и не требует знания дополнительных данных о совершенстве скважин по степени и характеру вскрытия пласта; радиусе контура питания и т.д.

Таблица 1 Результаты определений давлении по стволу скважин Тенгизского месторождения

(Рис. 2. Индикаторные диаграммы по скважинам Тенгизского месторождения.

Шифр кривых — номера скважин )

Таблица 2 Результаты определения коэффициентов продуктивности по скважинам Тенгизского нефтяного месторождения

Примечание: н/о— не определялось.Поведение нефтяного пласта как объекта идентификации можно описать в простейшем случае обыкновенным дифференциальным уравнением вида

(5.3)

где Т - характерное время переходного процесса в пласте; η^-1 -коэффициент продуктивности скважины.

При Q =η^-1∆p

Для определения параметров Tи КВД перестраивается в координатах []. Наклон прямолинейного участка к оси абсцисс соответствует величине, обратной коэффициенту продуктивности скважин.

Выполнена обработка КВД 19 разведочных и пяти эксплуатацион­ных скважин Тенгизского нефтяного месторождения в предположении малого притока жидкости в ствол скважины после ее остановки. На рис. 3 в качестве примера приведены преоб­разованные КВД по скв. 5 и 17-Тенгизских, на которых выделяются достаточно однозначно прямолинейные участки. Значения коэффициентов продуктивности скважин, определенные методом идентифи­кации и по индикаторным диаграммам, приведены в табл.2

(Рис. 3. Обработка КВД скв. 5 и 17 Тенгизского месторождения методом идентификации:

1 -скв. 5,2 -скв-17).

Из анализа табл. 2 следует, что продуктивные параметры пласта, определенные по методу идентификации, в подавляющем большинст­ве несколько выше, чем вычисленные по индикаторным диаграммам. Это указывает на ухудшение ФЕС призабойной зоны продуктивного пласта в процессе бурения и вскрытия. Методом идентификации обрабатывались кривые стабилизации давления, получаемые в процессе отработки скважины на различных штуцерах. Перестраивая данные изменения устьевого давления ∆p(t) при смене режима исследования в координатах [Δ Q•t/Δp(t),ΣΔp(t)*Δt/Δp(t)], определяем параметры пласта. При этом Q, представляет собой разность дебитов на текущем и предшествующем режимах. В табл. 3 приведены оценки параметров пласта, рассчитанные по изло­женной выше методике, в сопоставлении с данными исследований методом установившихся отборов.

Таблица 3. Коэффициенты продуктивности скважин Тенгизского нефтяного месторождения, определенные по кривым стабилизации давления методом идентификации

Таким образом, использование метода идентификации позволяет получать достаточно надежные оценки продуктивных параметров пласта по данным устьевых замеров давлений и производительности скважин как на стадии разведки, так и промышленной эксплуатации.

4. ОЦЕНКА ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ

ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ.

Продуктивные отложения крупнейших месторождений Прикас­пийской впадины представлены карбонатными породами.

Для количественной Оценки ФЕС и диагностирования типа породколлекторов предложено использовать результаты нестационарных методов исследования скважин.

Обработка КВД проводилась методами Полларда - Пирсона и детерминированных моментов давления.

Уравнение, лежащее в основе метода Полларда и отражающее соотношение гидравлических потерь давления в процессе неуста­новившейся фильтрации в трещиновато-пористой среде, имеет вид

Δp(t)=p_пл-p_c(t)-Aexp(-a₁t)+Bexp(-a₂t)+Cexp(-a₃t), (4.1.)

где Δp(t) - отклонение текущего давления р_с(t) от пластового давления р_пл. МПа; А, В, С, a₁,a₂,a₃,- постоянные коэффициенты, соответст­венно в МПа и 1/ч.

Определение коэффициентов уравнения (4.1) производится графи­чески путем построения КВД в координатах [ln(р_пл - p_с),t]. По конеч­ному участку КВД определяются коэффициенты А и а₁ . Затем криво­линейный участок перестраивается в координатах [lnΔр",t], где Δр" = р(t) - А·ехр(- а₁t). Вновь выделяется прямолинейный участок и по отрезку, отсекаемому на оси ординат определяется коэффициент В, а по уклону - коэффициент а₂. Значения аз и (Δр -А - В) рассчитыва­ются по уравнению (4.1).

Из уравнения (4.1.) Пирсоном получены соотношения для опреде­ления коэффициента продуктивности трещинной системы η_тр., коэф­фициентов динамической емкости трещин и каверн К_VT пор матрицы К_VП: :

η_тр=Qb/B^, (4.2.)

К_VT =, (4.3.)

К_VП =1 - К_VT, (4.4.)

где Q. - дебит скважины, м³/сут; b - объемный коэффициент.

Коэффициент К_Vп показывает относительный объем флюида, находящегося в мелких порах матрицы блоков. Коэффициент η_тр характеризует пропускную способность систем трещин и развитых по ним каверн.

Во избежание ошибок при диагностировании типа коллектора вводилась поправка на величину пластового давления, которая оп­ределялась с учетом соображений, изложенных в работе [б].

Результаты обработки КВД по скважинам Тенгизского месторож­дения приведены в табл. 4, а на рис. 4 дан в качестве примера преоб­разованный в координатах Полларда график КВД скв; 17-Тенгизской.

Таблица 4. Результаты обработки КВД скважин Тенгизского месторождения методом Полларда

Анализ данных табл. 4 показал, что процесс восстановления давления в большинстве случаев описывается суммой трех экспонент. Первая экспонента [Аехр( - a₁t)] отражает потери давления, обусловленные перетоком флюида из трещин и каверн в пористые блоки матрицы. Вторая экспонента [Вехр(- a₂t)] показывает гидравлические по­тери движения флюида по системе трещин в области дренажа скважи­ны. Третье слагаемое уравнения (5.4) характеризует потери, возникаю­щие в системе трещин в призабойной зоне пласта.

Из табл. 4 следует также, что в большинстве скважин пласт-кол­лектор диагностируется как трещиновато-поровый, так как коэффи­циент динамической емкости мелких пор матрицы значительно превышает динамическую емкость крупных пустотных образований трещин и развитых по ним каверн. При этом наименьший коэффициент динамической емкости трещин и каверн (от 4 до 6 %) приходится на область дренажа скв. 107,100,43,16.

В случае опробования продуктивных отложений скв. 26, 39, 6, 44, К_VT достаточно высок (от 60 до 100 %), что свидетельствует о незна­чительной роли межзерновой среды матрицы. Заметим, что по данным геофизических исследований в интервале опробования скв. 6 сосредо­точены только коллекторы порово-каверно-трещинного типа (2 тип), скв. 39 - трещинного и порово-каверно-трещинного типов (1 и 2 типы), для скв. 26 содержание коллекторов 1 и 2 типов составило около 87 %.

Самой высокой пропускной способностью систем трещин и каверн

(Рис. 4. КВД скв. 17 Тенгизского месторождения в координатах Полларда.

Зависимости: 1-ln∆p(t),2- ln∆p^//(t))

характеризуются коллекторы в окрестности скв. 44, и, 14,25,113, б, 23" (250 м³/сутМПа и более) . В районе скв. 100 и 16 по КВД, зарегистриро­ванным до проведения солянокислотных обработок, отмечена очень низкая продуктивность трещинной системы (на уровень 1-2 м³сут.МПа), что указывает на загрязненность трещинной системы вокруг этих скважин.

Правомерноть такой диагностики типа коллекторов подтвержда­ется анализом данных

табл.5. Из результатов обработки КВД скв. 5,6, 14,15,19,23,26,38,39,43,44,105,107,111,113 Тенгизского месторож­дения методом детерминированных моментов давления следует, что диагностический коэффициент (ДК) меньше пороговой величины 2,18. Поэтому пласт-коллектор в области дренажа этих скважин проявляет себя как однородная трещиновато-пористая среда. В остальных слу­чаях пласт диагностируется как зонально-неоднородный, так как ДК превышает 2,18.

Приведены результаты обработки методами Полларда-Пирсона и детерминированных моментов давления КВД 12. эксплуатационных скважин Тенгизского нефтяного месторождения, а на рис. 55 в качестве примера приведена КВД скв. 11 в координатах Полларда.

КВД в координатах Полларда имеют конфигурацию, характер­ную для неустановившейся фильтрации в трещиновато-поровых средах (см. рис. 5).

Приток пластового флюида на 74-97 % обеспечивается из пористых блоков матрицы. Исключение составляет коллектор в области дрена­жа скв. 125, где 50 % от общего объема динамической емкости зани­мают трещины и каверны.

Значение диагностического признака практически одинаково для всех скважин и колеблется в пределах от 1,94 до 2,02. Поскольку ДК < 2,18, то определение фильтрационно-емкостных характеристик проводилось в соответствии с моделью трещиновато-пористого пласта .

Оценка типа коллекторов Тенгизского нефтяного месторождения (табл.6) показала, что продуктивный пласт прояв­ляет себя как трещиновато-пористая среда. Значения ДК находятся в диапазонах 1,86-2,14. Содержание флюида в пористых блоках матрицы составляет, в основном, 60-95 % от общего количества.

Таблица 5 (Результаты обработки КВД скважин Тенгизского месторождения методом детерминированных моментов давления)

Примечание: н/о — не определялось

Таблица.6

Особо проявляет себя порода-коллектор в области скв. 72 и 84,

(Рис. 5. КВД скв. 11 в координатах Попларда. Зависимости:

1 - ln∆p²(t), 2-ln∆р'' ²(t))

где, по данным нестационарных исследований, значения К_Vт, близки К_Vп либо превышают их, что указывает на преобладание трещинного и трещинно-кавернозного типов коллекторов в разрезе продуктивных отложений.

Для указанных скважин характерны и наибольшие значения η_тр.

Заметим, что бурение скв. 84 было аварийно прекращено ввиду катастрофического поглощения бурового раствора, что косвенно подтверждает наличие крупных пустотных образований в интервале вскрытия пласта.

О преобладающем влиянии трещиноватости коллектора на фильтрационные и продуктивные свойства пласта Тенгизского месторождений свидетельствуют соотношения между вели­чинами д, е и η_тр. (рис. 6, 7). Отмечается существенная положитель­ная корреляционная связь между коэффициентами продуктивности скважин, гидропроводности пласта и продуктивностью трещинной системы (коэффициент ранговой корреляции Спирмэна равняется 0,8-0,9). Следовательно, продуктивная характеристика пласта опреде­ляется пропускной способностью трещин и каверн, развитых в разрезе продуктивной толщи и окрестности скважины.

Скорость перетока между системами трещин и пористых блоков матрицы характеризует время запаздывания τ, значение которого зависит от гидродинамической сообщаемости сред с различными (Рис. 6. Соотношение между коэффициентам продуктивности скважины трещиной системы карбонатных отложений Тенгизского месторождения Цифры у кружков — номера скважин) фильтрационными свойствами. Чем выше τ , тем медленнее протекает процесс массообмена между трещинами и блоками матрицы. Значительные времена запаздывания характерны для пластов, в которых блоки матрицы имеют низкую пьезопроводность и большие геометрические размеры.

Из табл. 5 следует, что наибольшие времена запаздывания приходятся на область дренажа скв. 5 (7, 8 ч), 25 (6, 4 ч), 23 (3, 5 ч), свидетельствует о невысокой скорости обменных процессов высокопроницаемыми трещинами и пористыми блоками. В районе скв. 38, 105 значение τ самое низкое (5-6 мин), что косвенно уке вает на высокую скорость обменных процессов между различна средами. Невысокие значения характерного времени перетока и коэффициентов динамической емкости трещин и каверн К_Vт по скв. 19, 107 могут свидетельствовать о незначительной роли трещин в процессе фильтрации.

4.1. Оценка эффективности КВД по результатом гидродинамических исследований скважин

По данным гидродинамических исследований скважин Тенгизского месторождения обнаружена существенная отрицательная корреляционная взаимосвязь (на уровне 0,7-0,8) между величиной и дебитом скважин, приходящимся на единицу перепада давления, затрачиваемого на переток в системе трещины - матрица породы (Qb/A).(Рис. 7. Зависимосвь гндропроводности пласта Карачагаяакского месторождения от коэф­фициента η_тр.. Цифры у кружков — номер скважин )

Следовательно, чем выше пропускная способность матрицы блоков, тем быстрее выравнивается давление в системе трещины - матрица.

Время запаздывания, определенное по данным исследований эксплуатационных скважин методом восстановления давления, для карбонатных пород-коллекторов Тенгизского месторождения довольно значительное и колеблется от 3 (скв. 100, 11). до 16 ч (скв. 109). На рис. 8 показано соотношение между временем запазды­вания и интервалом дренирования скважин. Как видно из рисунка, с ростом вскрытой мощности продуктивных отложений имеется тенден­ция к увеличению времени перетока. Это указывает на несоответствие используемой математической модели физическим процессам и ставит вопрос о разработке других подходов.

Например:

Время запаздывания для продуктивного пласта Астраханского газоконденсатного месторождения по данным обработки гидродинамических исследований скважин изменяется от нескольких часов до сотен. Большие времена обменных процессов могут свидетельствовать о низкой пьезопроводности пористых блоков матрицы и их значительных геометрических размерах.

С целью оценки типа пластовой водонапорной системы (пласт яв­ляется конечным открытым, закрытым (замкнутым) или бесконечным) применялся метод обработки КВД, предложенный Хупером, и получивший название метода отсечений . Этот метод основан на использовании конечных участков графиков восстановления давления. Суть метода отсечений покажем на примере обработки КВД скв. 11-Тенгизской.

На графике КВД в полулогарифмических координатах (рис. 9) определяется уклон прямолинейного участка L(i) и рассчитываются длины отрезков: М₁N₁ = 0,3011i; М₂N₂ = 0,173i; М₃N₃ = 0,0844i.

Затем на графике проводятся прямые А, В, С, параллельные пря­молинейному участку КВД со смещением вниз соответственно на

(Рис. 8. Зависимость времени запаздывания от толщины интервала вскрытия пласта Тенгизского месторождения. Цифры у кружков — номера скважин)

(Рис. 9. Обработка КВД скв. 11 Тенгизского месторождения методом отсечений)

координаты МзN₃, М₂N₂,М₁N₁ и находятся точки пересечения этих прямых с графиком КВД. Проектируя точки N₃, N₂ и N₁ на продолже­ние прямолинейного участка L, находим точки М₁, М₂ и М₃ и соот­ветствующие им значения абсцисс t_N1,t_N2, t_N3.

Согласно Хуперу, точка М₃ определяет начальное пластовое давление для открытого ограниченного пласта; точка М₂ - средневз­вешенное пластовое давление для замкнутого пласта и М₁ - началь­ное пластовое давление для бесконечного пласта. :

По методике Хупера для бесконечного пласта отношение t_N2/t_N3 =2,285

Таблица 7.Результаты обработки КВД

для замкнутого - t_N2/ t_N3= 2,045.

Для скв. 11-Тенгизской соот­ношение t_N2/ t_N3= 537/425= =1,26.

Это означает, что пласт нельзя считать ни бесконечным, ни закрытым. Из рис. 59, видно, что асимптотой КВД является горизонтальная прямая с ординатой, равной ординате точки М_Vт.

Это означает, что продуктивный пласт в районе скв. 11-Тенгизс­кой характеризуется по КВД как открытый ограниченный пласт.

В табл. 7 приведены результаты Обработки КВД скв. 100-, 6-, 14-, 11-Тенгизских методом отсечений, анализ которых позволяет сделать вывод, что пласт в окрестности этих скважин также тяготеет к откры­тому типу пластовой системы.

Для апробации метода Хупера применительно к условиям Тенгизского нефтяного месторождения была использована информация об устьевых давлениях. Невысокое качество кривых восстановления трубного давления потребовало их сглаживания. Поэтому рассмотрен­ную выше диагностику пластовой системы Тенгизского месторожде­ния следует рассматривать как предварительную. Для формирования более полных представлений об особенностях пластовой системы месторождения Тенгиз требуется получение КВД, записанных на забое скважин в течение 3-5 сут.

4.2. Оценка эффективности закачки газа по результатом гидродинамических исследований скважин

Как показывает опыт разработки залежей, подобных Тенгизскому месторождению (большой этаж нефтегазоносности и наличие летучих нефтей) эффективным способом интенсификации добычи и повышения нефтеизвлечения является закачка в пласт газообразных агентов .

Для изучения особенностей этого процесса и оценки его эффектив­ности предлагается использовать результаты гидродинамических исследований скважин .

На примере Озеркинского нефтяного месторождения покажем возможные подходы к интерпретации данных нестационарных мето­дов исследований нефтедобывающих скважин для выявления особен­ностей процесса закачки газа б рифовый массив.

Опытно-промышленная закачка проводится на месторождении с 1975 г. До этого разработка велась в режиме растворенного газа.

Залежь приурочена к погребенному ассельско-сакмарскому рифу с этажом нефтегазоносности в сводовой части 252 м. Нефть и водонос­ная части разреза разделены зоной окисленной нефти, толщина кото­рой колеблется от 11 до 60 м. Массив в основном представлен плотны­ми известняками. Менее распространены в продуктивной толще кавер­нозные, пористые, трещиноватые, сетчатые породы. В результате закачки газа отмечаются стабилизация падения среднего давления в пласте, повышение годовых темпов отбора нефти, увеличение объема залежи с активной выработкой запасов .

Изучение гидродинамических особенностей выработки запасов в результате закачки газа проводилось на основе данных специальных гидродинамических исследований нефтедобывающих скв. 309 и 313.

Для этих целей скважины оборудовались дистанционными глубинны­ми манометрами ДЛМП-2М, которые устанавливали в кровле продуктивного пласта. Замеры дебита нефти выполняли по мернику, а расхо­да нефтяного газа - шайбным измерителем.

Скв. 309 и 313, расположенные от газонагнетателей скв. 332 на рас­стояниях примерно 200 и 1000 м соответственно, имеют открытую конструкцию забоя. Толщина вскрытой части разреза составила 156 и 35 м, соответственно в скв. 309 и 313.

Гидродинамические исследования на установившихся и неустано­вившихся режимах выполняли до и в процессе закачки газа. Исследо­вания на нестационарных режимах осуществляли методами восстанов­ления и падения давления. Были зафиксированы серии из кривых изменения забойного давления, соответствующие различным перио­дам разработки месторождения. Продолжительность регистрации одной КВД составила от б до 15 сут.

Данные нестационарных исследований обрабатывались методами Полларда - Пирсона и детерминированных моментов давления. Анализ полученных результатов показывает, что пласт-коллектор мес­торождения диагностируется как трещиновато-пористая среда. Значе­ния ДК для различных режимов исследования скв. 309 изменяются в диапазоне 2,01-2,08, скв, 313 - в диапазоне 2,03-2,06.

Кривые изменения давления можно представить в виде суммы нескольких экспонент. Вторая экспонента прослеживается на всех кривых и равна перепаду давления, расходуемого на движение нефти по системе крупных трещин и каверн. Коэффициент продуктивности трещинной системы η_тр. в купольной области рифового массива (скв. 309) выше, чем в районе дренажа скв. 313, расположенной в его периферийной части.

Величина первой экспоненты, обусловленной перетоком пластово­го флюида в системе матрица трещины, наибольшая и в процентах от депрессии на пласт в момент закрытия скважины составляет 74-81 % в скв. 309 и 44-68% в скв. 313. Для условий Тенгизского нефтяного месторождения характерны большие времена запаздывания (от 20 до 45 ч), что присуще для трещи­новато-пористых сред, в которых большой объем пластового флюида сосредоточен в пористых малопроницаемых матрицах. Об этом же свидетельствуют значения коэффициентов динамической емкости трещин и каверн К_vт От 60 до 90 % запасов нефти в области дренажа скв. 309 и 313 находятся в мелких порах матрицы.

Рассмотрим, как изменялись гидродинамические условия фильтрации нефти в процессе закачки газа в различных зонах карбонатного массива. Проанализируем динамику времени запаздывания, коэффи­циентов продуктивности трещинной системы, динамической емкости трещин и каверн в зависимости от суммарного объема закачки или пластового давления. Пластовое давление определялось графически по преобразованным в координатах Хорнера КВД ФЕС до, в процессе и после прекращения закачки газа в пласт ^; изменяются в купольной и периферийной зонах рифового массивно-разному ,что отражает особенности процесса движения нефти и газа в трещиновато-поровом коллекторе.

Закачка газа производится в купольную часть рифового массива. Давление закачки газа на поверхности составляет 10-12 МПа, что не позволяет создать условия смешиваемости с нефтью. Процесс вытеснения нефти газом охватывает как пористые блоки матрицы, так и зоны с развитой системой трещин к каверн. Поэтому в начальной стадии, закачки в области дренажа скв. 309 отмечается существенное сниже­ние коэффициента продуктивности для трещинной системы (примерно1 в 2 раза) из-за уменьшения фазовой проницаемости по нефти. На изменение насыщенности нефтью крупных пустотных пространств в теле рифа указывает факт уменьшения на 13 % коэффициента динами­ческой емкости трещин и каверн после закачки в пласт примерно 6 млн. м³, природного газа. В периферийной зоне рифа (скв. 313) тенденция к снижению η_тр практически не проявляется. Наоборот, наблюдается усиление роли трещин и каверн в фильтрации флюида в пласте, о чем свидетельствует рост коэффициентов К_Vт и η_тр более чем в 2 раза на момент завершения закачки. В ходе закачки газа увели­чивается время запаздывания в зоне дренажа скв. 309 и 313, так как расширяется область массообмена флюида и нефть перетекает не только из трещин в матрицы, но и из матрицы в матрицы.

В дальнейшем с ростом объема закачки пластовое давление в купольной части рифа существенно возрастает по сравнению с пери­ферией, что снижает межфазное натяжение на границе раздела, умень­шает вязкость нефти за счет растворения в ней части газа. В результате увеличивается интенсивность перетока между трещинами и блоками матрицы, подтверждаемая снижением времени перетока, увеличением коэффициентов К_Vт и η_тр в зоне дренажа скв. 309. Поэтому дебиты нефтедобывающих скважин в начальный момент закачки газа по ряду скважин уменьшаются, а затем увеличиваются и превышают дебиты, получаемые при разработке месторождения в режиме истощения.

Предлагаемый способ контроля за процессом воздействия на залежь с использованием данных гидродинамических исследований скважин, позволяет выявить особенности вытеснения нефти углеводородным газом из сложно построенных карбонатных пород.

4.3. Методические основы применения диагностического подхода к оценке взаимодействия скважин

Одним из актуальных вопросов разработки нефтяных залежей считается вопрос установления степени гидродинамической связи по площади и разрезу продуктивных отложений, в частности, между нефтяной оторочкой и газоконденсатной шапкой, между объектами разработки и т.д.

Провести специальные промысловые исследования в масштабе всей залежи не представляется возможным, поэтому степень гидроди­намической связи предлагается оценивать диагностическим методом. Такой подход базируется на применении вероятностно-статистических» методов обработки текущей промысловой информации.

Диагностический прием оценки взаимодействия основывается на предположении, что изменение режима работы возмущающей скважи­ны может привести к изменению производительности близлежащих скважин при наличии гидродинамической связи между ними, т.е. привести к наличию связи между дебитами скважин. Поскольку дебит скважин зависит от многих других факторов, эта связь является стохастической.

В качестве диагностической меры (признака) взаимодействия применяются корреляционное отношение (КО), основанное на крите­риях метода группового учета аргументов, либо значения ранго­вой корреляции Кендэлла и Спирмэна. Диагностический признак взаимодействия устанавливается по результатам обработки данных о дебитах различных скважин при их нормальной эксплуатации и показывает тесноту корреляционной связи между колебаниями дебитов.

Решение важного практического вопроса - альтернативного заключения о наличии гидродинамической связи, требует установле­ния порогового значения диагностического признака, которое принято равным 0,5. В случае, когда более 25 % дисперсии дебита "реа­гирующей" скважины объясняется дисперсиями дебитов "возмущаю­щих" (окружающих) скважин, скважина считается взаимодействую­щей с ними, что будет косвенно свидетельствовать и об активной выработке данного участка залежи. Значение диагностического признака меньше 0,5 может указывать на отсутствие гидродинамической связи между скважинами. Последнее обусловлено рядом причин: значительными расстояниями между скважинами, ухудшенными коллекторскими свойствами, наличием неоднородностей в пласте и т.д.

В работе показано, что значение диагностического признака определяется расстоянием, между скважинами и подвижностью флюи­да в области, расположенной между ними. С увеличением расстояния между скважинами значение диагностической меры взаимодействия уменьшается и возрастает с улучшением ФЕС. Это позволяет по дина­мике диагностического признака во времени судить о процессах, происходящих в пласте, например, диагностировать изменение под­вижности флюида, т.е. решать задачи альтернативного и качественного контроля процесса разработки нефтяных и газовых меторождений. Отметим, что для выявления и оценки степени взаимодейст­вия с помощью диагностического подхода можно использовать неболь­шие выборки значений дебитов нефти, жидкости, газа.

Диагностический подход на практике реализуется в двух направ­лениях.

Если в качестве меры взаимодействия применяется корреляцион­ное отношение, то рекомендуется строить карты равных средневзве­шенных по площади значений КО. КО оценивают по промысловым данным о производительности между конкретной скважиной и груп­пами, состоящими из четырех-пяти ближайших к ней скважин (добы­вающих и нагнетательных). Тогда средневзвешенное значение КО определяется как отношение суммы произведений КО от группы скважин на площадь, заключенную между ними, к сумме площадей всех групп. Таким образом, средневзвешенное по площади КО учиты­вает различные расстояния между скважинами и изменчивость ФЕС на различных участках залежи. Карты строят с помощью линейной интерполяции значений КО соседних скважин.

В качестве примера, на рис. 10 показана карта равных значений КО рифовой залежи Тенгизского нефтяного месторождения, построен­ная по результатам обработки данных о среднесуточном дебите нефти за летний период, который характеризовался нормальной эксплуата­цией 16 скважин месторождения. Как видно из рис. 10,при разра­ботке в режиме истощения активно взаимодействуют скважины, расположенные в центральной части залежи (КО > 0,5). Периферийные области слабо вырабатываются при существующей системе разработки, о чем свидетельствуют низкие значения КО. Если в качестве диагностического признака взаимодействия скважин используются парные коэффициенты ранговой корреляции Спирмэна и Кендэлла, то интегральную оценку взаимосвязи данной скважины с окружающими рекомендуется получать на основе построе­ния функции "желательности". Принимаются следующие соотно­шения показателей и используемого признака: 0-0,2 - взаимосвязь "очень плохая"; 0,2-0,37 - взаимосвязь "плохая"; 0,37-0,63 - "удов­летворительная"; 0,63-0,8 - "хорошая"; 0,8-1,0 - "очень хорошая".

Интегральная оценка взаимосвязи скважины устанавливалась по среднегеометрическому значению частных функций "желательности". При построении функции "желательности" рекомендуется применять следующие односторонние ограничения на показатели "жела­тельности" (Рис. 10. Карта равных значении диагностического признака взаимодействия скважин Озеркинского нефтяного месторождения: 1 — добывающая скважина, 2 — добывающая скважина в бездействии, 3 — линия равных значений КО, 4 — контур нефтеносности).

По полученным интегральным оценкам взаимодействия скважин с окружающими строится карта распределения диагностического приз­нака по площади месторождения.

В качестве примера приведем оценку взаимодействия скважин Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Был выполнен расчет парных коэффициентов ранговой корреляции Спирмэна по данным эксплуатации 474 газодобывающих скважин в течение1986г.

Равномерность падения давления, обусловленная сосредоточением рабочих интервалов в сравнительно небольшом объеме купольной части (см. рис. 11).

Во втором варианте среднее давление в интервалах 5000-5100 и 5100-5200 м падает на 0,7 и 0,6 МПа. Как видно из рис. 11, падение давления довольно равномерное, максимальное отклонение давления в ячейке от начального не превышает 3 МПа. В первом варианте, очевидно, скоро должно наступить разделение пластового флюида на две фазы в призабойных зонах скважин, что весьма затруднит отбор жидких углеводородов.

Таким образом, из анализа результатов расчетов следует вывод о том, что рациональное расположение скважин позволяет продлить срок бескомпрессорной добычи без уменьшения темпов отбора.

Решение задачи однофазной фильтрации нефти применительно к условиям Тенгизского нефтяного месторождения.

Тенгизское нефтяное месторождение залегает на абсолютной глубине 3800-5400 м, имеет этаж Нефтеносности более 1500 м. Началь­ное пластовое давление изменяется по величине от 81 до 89 МПа, плас­товая температура составляет 396 К, давление кипения нефти 27 МПа. Пластовый флюид находится в однофазном состоянии.

При моделировании приняты следующие исходные значения пара­метров: коэффициент проницаемости, если не оговорено другое, 11•10^-3мкм ²; коэффициент пористости 0,06; коэффициент объемной упругости породы 1•10^-4 Мпа^-1; плотность флюида 630 кг/м³; динами­ческий коэффициент вязкости 22 МПа•с; коэффициент изотермической сжимаемости жидкости 1,75•10^-3 Мпа^-1 .

В низко проницаемых тульских отложениях коэффициент прони­цаемости равен 11•10^-5 мкм², коэффициент пористости - 0,01. В ка­честве граничных условий задаются суточные расходы скважин.

Залежь моделируется 460 ячейками размером 2000х2000х200 м по осям х, у, z соответственно, заключенными в трехмерную дискретную область 12х1.0х8. Внешние границы непроницаемы.

На рис. 12 приведена дискретная модель Тенгизского месторожде­ния. Каждый слой моделирует интервал толщиной 200 м. На основе созданной модели проведены расчеты однофазной фильтрации.

Промоделировано снижение давления в результате аварийного фонтанирования скв. 37 Тенгизского месторождения с суточным дебитом 24 тыс. м³/сут., дренирующей интервал 4400-4600 м. Средне-взвешенное пластовое давление в результате работы скважины прак­тически не изменяется.

На отметке 3800 м (в верхней части залежи, далеко отстоящей от области дренирования) давление падает на 0,12 МПа. Наблюдается уменьшение давления практически на всей площади подошвы залежи на отметке- 5400 м, достигающее в зоне отбора 0,16 МПа.

На рис. 13 изображена зависимость снижения давления от прони­цаемости породы. Чем меньше коэффициент проницаемости, тем глубже депрессионная воронка в зоне отбора. Кривые значительно расходятся в окрестности скважины, а в радиусе 5000 м разница между ними практически исчезает.

Для нахождения распределения давления в окрестности скважины сделан расчет для элемента залежи размером 2000х2000х200 м. Скв. 37 дренирует слой - 4400 - 4500 м. По результатам расчетов с мелкими ячейками построена эпюра давления интервале - 4400-4600 м (рис. 14). Начальное давление в этом интервале 84,7 МПа. В крупной ячейке со скважиной среднее давление падает на 2,1 МПа, при этом на забое (в мелкой ячейке) до 66,6 МПа.

Проведено сравнение результатов решения задачи фильтрации методом Монте-Карло с известным приближенным решением задачи о притоке воды из законтурной области пласта к нефтяной залежи, имеющей в плане форму круга, методом интегральных соотношений (Г.И. Баренблатт и др., 1974 г.). Оно привлекательно тем, что позволяет получить удобную формулу для давления р(r,t) в любой точке

где R₃- радиус круговой нефтяной залежи, или радиус укрупненной скважины; R(t)- радиус области возмущения давления:

где p_k=p(R(t)).

В нашем случае принято К, = 100 м, К(0 = 1200 м, р(К,) = 66,62 МПа. В табл. 47 приведены значения давлений в слое дренирования скв. 37, полученные с помощью численного метода Монте-Карло и приближен­ного решения методом интегральных соотношений.

Расхождение между решениями о не превышает 0,2 %. Это говорит о достаточно высокой точности численного метода.

Проведена серия расчетов для трех значений коэффициентов анизотропии: 0,01; I; 100 для трех,способов расположения скважин:

I вариант - в сводовой части, II вариант - равномерное расположение в нижней части залежи, Ш вариант - на периферии нижней части I.

Вскрытие скважин соответствует абсолютной глубине 4000-4600 м (слои 4- 7 на модели). На рис. 15 профили показывают, средние давле­ния в ячейках вертикальной плоскости у_i = 6 на горизонтальных уров­нях z₁ = 1,4,5, 6, 7 при расположении скважин в своде. Номер кривой означает номер слоя, для которого строится профиль. Треугольники на кривых обозначают сважины.

Например треугольник на кривой 7 при х_i=4 обозначает скважину, расположенную в ячейке (x_i=4,y_i=6,z_i=7).рис. 15 свидетельствует о не благоприятности расположение скважин в своде в вертикальной проницаемости, намного превышающей горизонтальную- снижение среднего давления в ячейке со скважиной k_α=100 (k_x=k_y=0,011 мкм²,k_z=1,1мкм²) достигает 10,5Мпа. (Рис. 16. Профили давлений в вертикальной плоскости у_i = 5 для варианта II:

а -k_x=k_у= 0,011 мкм²,k_z=0,00011 мкм²; б - k_x=k_у= k_z = 0,011 мкм² в-k_x=k_у= 0,011 мкм², k_z=1,1 мкм². Шифр кривых - номер слоя на модели)

Профили давлений в вертикальной плоскости у_i=5 при равномер­ном расположении скважин в интервале 5000-5200 м (второй слой на модели) показаны на рис. 16.

При малой вертикальной проницаемости (k_x=k_у= 0,011 мкм², k_z = 0,000011 мкм², k_α= 0,01) снижение давления в интepвале дрениро­вания достигает 4 МПа, на подошве 2 МПа (см. рис.16). До средней отметки, залежи (интервала 4600-4800 м) возмущение давления не доходит если вертикальная проницаемость выше горизонтальной ( k_x=k_у= 0,011 мкм³, k_z=1,1 мкм², k_α= 100),то наблюдается снижение давления подошве пласта на 4,5 МПа (см. рис. 16, в). Падение давления в интервале 4000-4200м достигает 2 МПа. В условиях трещиноватости, при преобладании вертикальных и субвертикальных трещин, очевидно что существует опасность образования конусов воды под скважинами. Для изотропного пласта коллектора (k_x=k_у= k_z ==0,011 мкм²,k_α=1) положение профилей промежуточное (см. рис. 16, б)

Расположение скважин на периферии нижней части залежи пр. почтительней равномерное, поскольку упрощается проходка в условиях аномально высокого пластового давления. На рис. 17 изображены профили давлений в вертикальной плоскости у = 6 при расположении забоев скважин на периферии залежи в интервале 4800~ 5400 м (слои 1-3).

В условиях преобладания горизонтальной проницаемости давле­ние в ячейках со скважинами снижается до 4,5 МПа (см. рис. 17 ).

В изотропной среде снижение давления на крыльях достигает 3,5 .МПа. Возмущение давления практически не затрагивает выше­лежащий интервал 4600-4800м (см. рис. 17,6).

5.Состояние разработки

В варианте расчетов с высокой вертикальной проницаемостью результаты следующие: снижение давления в ячейках на крыльях залежи достигает 6 МПа, в вышележащем интервале давление равно( Рис. 17. Профили давлений в вертикальной плоскости у_i = б для варианта III:

а - k_x = k_у = 0,011 мкм², k_z ⁼ 0,00011 мкм²; б - k_у =k_у = 0,011 мкм² , k_z = 1,1 мкм². Шифр кривых- номер слоя на модели )начальному, в соседних с крыльевыми ячейками давление падает незначительно - до десятых долей МПа (см. рис. 17, в).

По результатам расчетов можно сделать выводы: для среды с преобладанием горизонтальной проницаемости при разбуривании сво­да нижние интервалы не вовлекаются в разработку; равномерное расположение забоев скважин в нижних слоях приводит к осложне­ниям при бурении; наиболее эффективным будет, по-видимому, рас­положение скважин на периферии нижней части с целью ведения разработки снизу вверх.

Влияние величины проницаемости на распределение давлений проиллюстрировано на рис. 18. Скважины расположены в сводовой части залежи. Результаты даются на момент отбора 15 млн. т. нефти. Пласт изотропный, коэффициенты проницаемости принимают значения 0,11 мкм², 0,011 мкм², 0,055 мкм². Как видно, расположение скважин в своде при высокой проницаемости ведет к равномерной отработке всего объема залежи, в низко проницаемом пласте возникают крупные депрессионные воронки, что повлечет скорый переход флюида в двух­фазное состояние.

Суммируя результаты расчетов для скважин, расположенных в сводовой части залежи в изотропной и анизотропной среде, можно сделать вывод: расположение, скважин, в своде не имеет таких последствий как неравномерная отработка залежи, образование глубоко депрессионных воронок в случае высокопроницаемого изотропии пласта-коллектора. В низко проницаемом пласте образуются глубок:

депрессионные воронки, они также образуются при высоком коэффициенте анизотропии (примерно 10³), при низком коэффициенте анизотропии (примерно 10^-3) наблюдается неравномерная отработка залежи.

Влияние начального давления в зоне отбора на темпы его снижения

Результаты вычислительного эксперимента для выявления влия­ния начального давления в зоне отбора на значение снижения давле­ния подтверждают предположение, сделанные в разделе 4.2. и позво­ляют качественно оценить его. Промоделирована работа скважины Тенгизского НМ с сеточными координатами (9, 19, 2), дрени­рующий интервал 5000-5100 м. Начальное давление в интервале дренирования 60,7 МПа. Суммарное снижение давления в ячейках в результате отбора 365*10⁶ м³ флюида составило 37,2 МПа (средневз­вешенное давление снизилось на 0,03 МПа). Отбор из скважины с координатами (9, 19, 12), дренирующей интервал 4000-4100 м с началь­ным давлением 55,7 МПа, вызвал снижение давления на 32,2 МПа, что на 13,6 % меньше, чем в первом случае.

Аналогичные расчеты сделаны для Тенгизского нефтяного место­рождения. Скважина с сеточными координатами (5, 5, 2) дренирует интервал 5000-5200 м с начальным давлением 88,4 МПа. При отборе 90*10⁶ м² флюида давление снижается на 1300 МПа. Такой же отбор из скважины с координатами (5, 5, 6) (интервал 4200-4400 м) с начальным давлением 83,5 МПа влечет снижение давления на 1289 МПа, что на 0,84 % меньше, чем в предыдущем случае.

(Рис. 19. Профиль давлении в вертикальном разрезе единичной скважины при начальной потенциале:

а - 90,5 МПа; б - 70,9 МПа; рабочий интервал, м: 1 и 4 - 4400-4200,2 и 5 - 5200-5000, 3 и 6— начальное давление)

При меньшем начальном давлении в залежи снижение давления аденьше, а отличие, вызванное расположением забоев скважин по разрезу, больше. При начальном давлении 69,7 МПа суммарное снижение давления в ячейках при отборе 90*10⁶ м³ нефти составляет 1196 МПа (средневзвешенное давление понижается на 2,6 МПа), при начальном давлении 63,5 МПа - 1152 МПа (средневзвешенное давление понижается на 2,5 МПа). Отличие составляет 3,7 %. Очевидно, разница в степени падения давления определяется характером зависимости коэффициента сжимаемости от давления, что хорошо прослеживается по рис. 64. При р > 70 МПа кривая Р_н(р) пологая, разница в начальных давлениях в интервалах отбора незначительна.

При 50 МПа < р < 70 МПа кривая Р(р) круче, поэтому разница на­чальных давлений имеет большее влияние: сами значения в этом диапазоне больше, поэтому общее снижение давления меньше, чем при р > 70 МПа. '

По картине распределения давлений при решении задач на объем­ных моделях залежей описанное явление обнаружить трудно. Это связано с тем, что нижняя часть залежей с более высокими начальны­ми давлениями значительно больше по объему верхней части, поэтому снижение давления в ячейках нижней части меньше, чем в своде.

(На рис. 19, о изображены профили давлений в вертикальном разрезе единичных скважин в ячейках (5, 5, 6) и (5, 5, 2)), дренирующих Тенгизскую залежь при начальном потенциале 90,9 МПа. Расчеты сделаны при k_x = k_у = 0,011 мкм². Как уже было сказа­но, снижение давления в ячейках при дренировании верхнего интер­вала больше в следствии малого объема сводовой части. На рис. 19, б изображены аналогичные профили при начальном потенциале 70,9 МПа. Сравнение его с рис. 19, показывает, что снижение давле­ния меньше; вызвано это меньшим начальным давлением.

5.1. Применение метода Монте-Карло для решения задачи трехмерной многофазной фильтрации

Модель фильтрации трехфазного флюида в трехмерной неоднород­ной пористой среде учитывает гравитационные и капиллярные силы, деформацию пористой среды, изменение свойств флюида в зависимос­ти от давления, конфигурацию залежи, произвольное расположение скважин в ее объеме.

Математическая модель трехмерной трехфазной фильтрации

Трехфазная фильтрация описывается системой уравнений :

, (5.1.)

где а = г, н, в (газ, нефть, вода); S_а(х, у, z, р_α)— насыщенность фазой α;k(х, у, z, р) - тензор абсолютной проницаемости; k_а(х, у, z, S_а) ~ коэффициент относительной фазовой проницаемости; ρ_α(p_α) -плот­ность; μ_а(р_а) - коэффициент динамической вязкости; р_а( х, у, z, t) - давление в фазе а; g- ускорение свободного падения; т(х, у, z,ρ) - коэффициент пористости; q(х, у,z,t)-плотность источника по фазе α.

Насыщенности удовлетворяют условию, разность давлений в нефтяной и водной фазах дает капиллярное давление на границе "нефть - вода" (р*нв к = Рн - Рв), в газовой и нефтяной - капиллярное давление на границе "газ - нефть" (Ргн к = Рг - Рн). Экспериментально установлено (М. Леверетт, В. Льюис, 1941), что капиллярное давление на границе "нефть - вода" зависит только от водонасышенности Рнв к= Рнв к (S_в), на границе "газ - нефть" - от насыщенности Рнв к= Рнв к (S_т), Считаются известными зависимости Р_α= Р_α (Р_α), μ_α= μ_α ( Р_α), т=т(р),

Для решения задачи задают начальные и граничные условия:

распределение давления в фазах газа и водонасыщенности в нулевой момент времени: р_а = Р_а(х, у, z, 0), S_а = S_а (х, у, z, 0); координаты и дебиты скважин, условия отсутствия потока через границу д_з/д_п 1_г = 0, где n - внешняя нормаль к границе области решения Г.

Обозначим

где: k_x ,k_y , k_z -главные компоненты тензора k.

Дискретизируем непрерывную область решения разбивая, коор­динатные оси на шаги Δx, Δy, Δz, Δt.

Будем считать ячейку, со всех сторон окруженную другими ячей­ками, внутренней, граничной - одна или более граней ее не соприкаса­ются с ячейками области решения.

Будем считать σ_αx, σ_{αz ,}σ_αу, λ_а постоянными в пределах ячейки.

Перейдем от уравнения (5.1.) к явной системе конечно-разностных уравнений, которая при условии

преобразуется к виду

(5.2.)

Начальные и граничные условия в дискретном виде запишем как

Р_α(x_i, y_j, z_l)=р^°_αijl,

S_α(_ijl)=S^°_αijl, (5.3)

Рⁿ_αijl=Р"_αi±1jl

Рⁿ_αijl=Р"_αij±1l

Рⁿ_αijl=Р"_αijl±1 (5.4) где I’, j’, l’ относятся к внешним ячейкам, смежным с граничными.

Алгоритм Монте-Карло решения задачи многофазной фильтрации :

Перенумеруем все ячейки дискретной области решения на всех временных слоях расчетного периода и запишем систему (5.2.) - (5.4.)

для фазы а в виде

s=1,…..,N

где N- общее число ячеек.

В матричной форме

(5.5.)

Все рассуждения относительно сходимости решения системы для однофазного флюида, начального распределения вероятностей предпочтительности выбора сопряженной схемы относятся также системе (5.5) для отдельной фазы.

Строится марковская цепь то, т₀,..., т_s,…., исходящая из ячей с источником т_о. Переход из ячейки в ячейку происходит за время равное максимальному для всех фаз:

Вероятности перехода цепи для фазы с максимальным Δtⁿ_αijl одну из шести смежных ячеек т вычисляются по формуле

затем нормируются. Согласно методу существенной выборки, случайные величины, полученные на таких цепях, имеют минимальную дисперсию.

В каждой ячейке по ходу цепи вычисляется новое случайно значение давления в каждой из α фаз. На n шаге в некоторой ячейкe Q будет вычислено

где i - звенья цепи, попавшие в ячейку Q,.

Для этой ячейки вычисляются новые значения характеристик коп лектора и флюида, зависящие от давления: плотности коэффициенты динамической вязкости капиллярные давления насыщенности S_в(рⁿ_нвQк), S_г(рⁿ_{гн Q к}), S_нQ=1-S_вQ-S_гQ, коэффициенты проницаемости : , пористости относительные фазовые проницаемости .

Когда накопленная сумма отрезков Δt достигает заданного времени T₁ построение цепи заканчивается, из этого же источника-звенг m₀ - начинается следующая цепь. После построения b цепей в ячейкe Q получится иcкомое значение давления.

По описанному алгоритму происходит переход цепи из внутрен­них ячеек в соседние. Алгоритм движения цепи из граничной ячейки, построенный на основе уравнения (6.28), может быть двояким.

Первый: условимся, что вероятности перехода во внешнюю ячейку вычисляются по характеристикам граничной, смежной с ней, при попадании во внешнюю ячейку происходит возврат цепи в ее начало, т.е. в ячейку с источником. Другой вариант: вероятность перехода из граничной ячейки во внешнюю равна нулю. В программных реализациях использованы оба алгоритма.

6. Стадия и система разработки месторождения

Опишем схему решения многофазной задачи на ЭВМ.

1. Ввод начальных значений газа и водонасыщенности. Коэффи­циентов пористости, проницаемости, плотностей фаз, давлений в фазах для каждой ячейки области решения и других исходных данных.

2. Расчет начальных относительных фазовых проницаемостей для каждой ячейки по формулам Роуза (1949 г.).

3. Ввод данных по скважинам: сеточные координаты, суточные расходы, дата пуска, дата останова.

4. Цикл по числу лет расчета.

5. Цикл по числу скважин, работающих в текущем расчетном году.

6. Цикл по заданному числу цепей.

7. Получение случайного числа по датчику случайных чисел, Ц равномерно распределенных в (0,1).

8. Вычисление коэффициентов уравнения системы (5.2.), соответствующего текущей ячейке, вероятностей перехода в соседние ячейки.

9. Выбор следующего звена цепи - ячейки перехода - путем сравнения накопленных вероятностей перехода со случайным числом.

10. Вычисление новых значений давления в новой ячейке.

11. Конец цикла по числу марковских цепей.

12. Конец цикла по числу скважин.

13. Печать.

14. Конец цикла по числу лет расчета.

Решение задачи трехфазной фильтрации применительно к условиям Тенгизского нефтяного месторождения

На трехмерной модели Тенгизского месторождения проведены расчеты трехфазной фильтрации в целях определения величины отбора, вызывающего снижение пластового давления до давления насыщения, прослеживания динамики давления, насыщенностей, доли нефти и газа в общем отборе.

При моделировании принята абсолютная глубина залегания 3800-5800 м с нижними (5400-5300 м) водоносными интервалами с коэффициентом водонасыщенности 0,89. Между водоносными интер­валами и продуктивной толщей расположен переходный слой 5200-5400 м с водонасыщенностью 0,5, в остальном объеме принята остаточная водонасыщенность 0,3. Остаточная газонасыщенность в расчетах принята равной 0,01. Начальный коэффициент нефтенасыщенности 0,69, остаточная нефтенасыщенность 0,1.

В результате отбора нефти давление падает до давления насыщения, газонасыщенность со временем становится выше минимальной необходимой для приобретения подвижности, газовая фаза приходит в движение. Минимальной насыщенностью, необходимой для начала движения, считаем насыщенность, превышающую остаточную на сколь угодно малую величину. На рис. 80 приведены расчетные фазовые проницаемости в зависимости от коэффициента водонасыщенности. Кривые относительных проницаемостей газа и нефти получены при фиксированных уровнях нефте и газонасыщенности соответственно.

В расчете приняты следующие значения и формулы для вычисле­ния параметров.

Давление насыщения по всему разрезу одинаково (27 МПа); коэф­фициенты динамической вязкости: воды -μ _в = 1,2 мПа·с, газа -μ _r = 0,02 мПа·с; нефти – μ_н = 6,5·10^-5 р +0,163; плотность : воды — ρ_в = 1160 кг/м³, нефти - ρ_н= 0,1945·р + 464,6, газа ρ_г =1,3218/ (1,245 + 0,074761р) + +0,9598; коэффициенты изотермической сжимаемости:

газа- β_г=5·10^-2Мпа^-1, воды- β_г=4·10^-4Мпа^-1

Зависимость изотермической сжимаемости нефти от давления ап­проксимирована четырьмя линейными функциями: при р > 70 Мпа, β_н=(240-р)·10^-5Мпа^-1. в диапазоне 50-70 МПа β_н=(502,5-4,75·р)·10^-5Мпа^-1, в диапазоне 27-50 МПа β_н=(884,5652-12,3913·р)·10^-5Мпа^-1, при р < 27 МПа β_н=5,7·10^-3Мпа^-1.

Зависимость пористости от давления представлена формулой

т = т_оехр[- 0,000143 (р - р_нач)],

где т_о = 0,0357 - средняя пористость при начальном давлении р_нач, соответствуюшая утвержденным запасам (Рис. 20. Фазовые проницаемости по Роузу при коэффициенте остаточной водонасышенности ОД оста­точной нефтенасьшхенносгн 0,1: ... 1 — воды, 2 — газа, 3- нефти. Шифр кривых — фиксированная;насыщенность газом, нефтью ). Зависимость проницаемости от давления имеет вид:

где k_про= 11·10^-15 м² - средний начальный коэффициент проницаемости.

В качестве граничных условий приняты суточные расходы сква­жин. Как правило, при задании в качестве граничных условий многофазной задачи дебитов скважин должны быть известны дебиты по каждой фазе отдельно. Это оправдано в условиях разделения залежи на зоны, насыщенные какой-либо одной фазой. Когда постанов­ка задачи предполагает существование всех фаз в каждом бесконечно малом элементе пласта, задание дебитов отдельно затруднительно, ибо они зависят от насыщенностей, являющихся функциями неизвестного решения. Поэтому более корректно задавать общий отбор флюида, количество добываемых газа, нефти, воды рассчитывать по подвиж­ности фаз.

Объемная доля нефтяной и газовой фазы определяется по резуль­татам расчетов фазового состояния пластового флюида - фазовой диаграмме. Кривая содержания жидких углеводородов аппрокси­мируется тремя отрезками прямых:

S_н= 0,0015·р + 0,0745, в диапазоне 5-15 МПа;

S_н =0,00333·р - 0,2, в диапазоне 15- 24 МПа;

S_н = 0,01333·р - 2,6, в диапазоне 24- 27 МПа.

Залежь моделируется трехмерной дискретной областью 12х10х10, ячейки которой имеют размеры 2000х2000х200 м по осям х, у, z. восемь cлоев, моделирующих интервал 3800-5400 м, изображены (на рис. 21. Продуктивный объем занимает 460 ячеек. Внешние границы непрони­цаемы).

На модели по три скважины расположены в интервалах 4800-5000 и 4600-4800 м (пятом и шестом слоях), одна в интервале 4400-4600 м (седьмой слой на модели). Дебиты скважин одинаковые.

В расчете задан ежегодный отбор 5 % от объема начальных за­пасов флюида.

Контроль за правильностью решения осуществляется по балансу заданного и суммарного действительного отбора газа, нефти, воды. В расчете ошибка составила 1,8 %.

Анализ результатов решения показывает, что в начальный пе­риод, когда движение в пласте однофазное и отбирается только нефть, темп снижения давления выше, чем при двухфазном движении. Это видно из рис. 22, где дана динамика показателей процесса снижения давления в вертикальном разрезе (5,5, z) (кривые 2 и 3), и рис. 23, где даны показатели процесса снижения давления в ячейке (8,5,6) (кривая 3). Кривые 1 и 4 (рис. 24) характеризуют годовой отбор из газовой и нефтяной фазы соответственно. В первый год эксплуатации отбирается практически только нефть (99,2 % нефти, 0,8 % газа), давление в ячейках (5,5,5) и (5,5,6) падает до 24 МПа, а к концу четвертого года, когда отбирается 16 % нефти и 84 % газа - до 21 Мпа. Из 76% от значения снижения пластовой энергии в этих ячейках 73 % приходится на первый год, и только 3 % на три последующих года.

В данном расчете задана малая вертикальная проницаемость (коэффициент анизотропии 0,01), поэтому первоочередной отбор происходит из слоев, где расположены скважины, и слоев прилегаю­щих к ним, чему соответствует интенсивное снижение давления (см. рис. 23). В слоях пятом и шестом, где расположено по три скважины, падение давления более интенсивное, чем в седьмом слое с одной скважиной.

В соответствии со снижением давления растет газонасыщенность (см. рис. 22, кривая 2 рис. 23, кривые 4, 5). После отбора 5 % объема запасов коэффициент газонасыщенности достигает в пятом и шестом слоях 25 % и более и, как видно из рис. 22 (см. кривую 4), газ приобре­тает подвижность, поскольку подвижность газа больше, чем у нефти, его доля в добываемой продукции с увеличением газонасыщеиности интенсивно растет (см. рис. 24, кривая 1). К концу первого года разработки давление власти объема пятого и шестого слоев падает ниже давления насыщения, скважины начинают отбор газа из газовой фазы. При этом отбирается 14,8 % запасов этих слоев. Отсюда можно сделать вывод, что при отборе всего 15 % запасов в залежи появится газовая фаза, которая снижает фазовую проницаемость для жидких углеводородов. Этот расчетный прогноз не согласуется с мнением, высказанным в работе (На рис. 24 (кривые 2. 3) и 85 приведены динамика годовых отборов и насыщенностей при расположении скважин равномерно по разрезу продуктивной толщи). Наблюдается более медленный рост газонасыщенности (см. рис.25, кривая 1) и вследствие этого меньшая доля отбора из Газовой фазы (см. рис. 24, кривая 2) по сравнению с вариантом когда скважины расположены в средней части. Насыщенности практически перестают изменяться (см.,рис. 25), когда фазовые проницаемости становятся близкими по значению.

Как показывает сравнение годовых отборов нефти (см. рис.24 кривые 3 и 4), при равномерном расположении скважин по толщине залежи добыча нефти выше.

При общей добыче 1022·10⁶м³ флюида добыча из нефтяной фазы при расположении скважин в интервале 4400-5000м составляет 472·10⁶ м³ (46 % от общей), при рассредоточении скважин на глубине 4000-5200 м - 647·10⁶ м³ (63 %), или в 1,37 раза больше.

7. Задачи контроля анализа и регулирования разработки нефтегазокандетсатных месторождений

Особенностью начального этапа разработки глубокозалегающих нефтяных месторождений Прикаспийской впадины является значительный интервал времени между принятием технологических решений, связанных с размещением и регулированием, работы скважин, и их практической реализацией, так как строительство скважин продолжается в течение года и более. В этой связи являются требования к оперативности получения информации. Тем самым появляется необходимость создания системы оперативного контроля и анализа текущего состояния разработки.

7.1. Основы системы оперативного контроля за разработкой нефтегазоконденсатных месторождений на начальной стадии

Система контроля. Согласно правилам разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений, должна создаваться для каждого месторождения и решать такие вопросы, как основной комплекс контролируемых, параметров, методы, объём и периодичность исследований, структура системы контроля и исполнители промысловых работ, порядок учёта, обработки и использования информации.

На современно этапе система контроля должна базироваться на широком применении ЭВМ для ускорения передачи информации' отнятая оперативных технологических решений при устранении, кажений и ошибок.субъектавного характер.

Монтируемые системы сбора информации и управления добычей и переработкои нефти, с использованием газа и газокаденсата с использованиём ЭВМ не предусматривают решения вопросов разработки, т.е. управления движения в пласте; Это приводит к тому, что технологические изменения в режиме работы нефтегазоперерабатывающих

Производств не обосновываются их целесообразностью применительно к залежи и эксплуатации скважин.

Система контроля должна обеспечивать выдачу своевременной информации по энергетической характеристике залежи, режиму II работы, выработке запасов и компонентоотдаче, качеству добываемого сырья, техническому состоянию фонда скважины дает основу для рационального. изменения технологических режимов работы скважин, оптимизация воздействия на пласт.

Приведем основные определения, направления и состав работ по системе контроля за разработкой месторождения .

Система включает исследования и наблюдения по следующим направлениям контроля: контроль энергетической характеристик залежи; контроль режима работы залежи; контроль выработки пласта и компонентоотдачи; контроль добывных возможностей скважин и технологического режима их эксплуатации; контроль качества добываемого сырья контроль технического состояния фонда скважин, охраны недр природы. Энергетическая характеристика оценивается по значениям пластовых давлений и температур. Кроме того самостоятельный интерес представляет оценка энергетических возможностей по данным заме ров статических давлений и температур на устье скважин. В состав работ по контролю энергетической характеристики залежи входят следующие мероприятия и технологические операций газо-гидродинамических исследований скважин:

замер пластового давления в остановленных эксплуатационных скважинах глубинными манометрами, а также замер забойной темпе­ратуры глубинными манометрами и термографами; замер пластового давления и температуры, или определение уровней в законтурных пьезометрических скважинах с использова­нием глубинных, приборов;

замер статического давления и температуры на устье остановленных скважин с расчётом на пластовое давление.

Замеры должны производиться по каждой скважине эксплуатационного фонда не реже одного раза в полугодие, а также, при остановках газоперерабатывающего завода (ГПЗ), установки предварительной, подготовки (УППГ) или отдельных скважин.

Замеренные и рассчитанные значения пластового пластого давления и температуры пересчитываются на отметки газоводяного контакта:

(ГВК) и среднавзвешенной по газонасыщенному объёму плоскости. На основное значений пластового давления, приведённых к отметке ГВК или средневзвйпенной плоскости, строят карту изобар пластового юму участку залежи При строении карты данные исследований не менее 40 % обосновываются их целесообразностью применительно к разрабатыемого участка. Значения давлений по скважинам должны быть к единой дате посьроения карты.

Контроля должна обеспечивать выдачу своевременной информации энергетической характеристике залежи, режиму работы, выработке запасов и компонентоотдаче, качеству добываемого сырья и Состоянию фонда скважин. Наличие такой информации дает основу для рационального -изменения технологии режимов скважин, воздействие на пласт.

Приведенные определения, направления и состав работ системе контроля .

Система включает исследования и наблюдения по следующие направления контроля: контроль энергетической характеристику залежи; контроля режима работы залежи; контроль выработки пласта и; компонентоотдачи; контроль добывных возможностей скважин технологического режима их эксплуатации; контроль качества добываемого сырья; контроль технического состояния фонда скважин . Энергетическая характеристика оценивается по значениям пластовых давлений и температур. Кроме того самостоятельный интерес представляет оценка энергетических возможностей по данным замеров статического давлений и температур на устье скважин. В состав работ по контролю энергетической характеристики, залежи входят следующие мероприятия и технологические операции, газо-гидродинамических исследований скважин:

замер пластового давления в остановленных эксплуатационных скважинах глубинными манометрами, а также замер забойной темпе­ратуры глубинными манометрами и термографами;

замер пластового давления и температуры, или определение уровней в законтурных пьезометрических скважинах с использованием глубинных приборов;

замер статического давления и температуры на устье остановленных скважин с пересчётом на пластовое давление;

Замеры должны производиться по каждой скважине эксплуатаци­онного фонда не выше одного раза в полугодие, а также, при останов­ках газоперерабатающего завода (ГПЗ), установки предварительной подготовки;

Значения пластового давления и число на разметки газоводяного контакта (ГВК) и среднее значения приведенной по газонасыщенному объёму плоскости. На осные пластовые давления, приведённых к отметке ГВК или средневзвешенной плоскости, строят карту изобар пластового давления по разрабтываемому участку залежи. При построении карты, изобар должны быть использованы данные исследований не менее 40 %. Коэффициент сверх сжимаемости рассчитывают по среднему составу пластового нефти или определяют экспериментально по данным лабораторных газоконденсатных исследований :

При определении количества добытого пластового нефти надо учитывать потери газа. в атмосферу при освоении и исследовании.

Количество добытого пластового флюида рассчитывается из из­вестного обьема нефти сепарации и сырого конденсата по данным иссле­дований на контрольных сепараторах УППГ.

Дополнительно необходимо производить лабораторные ^исследо­вания образцов горных пород из продуктивных отложений для опре­деления деформационных характеристик. Результаты обобщаются в виде средних параметров для ТНМ. Керновый материал отбирают из оценочных скважин (не менее трёх в различных зонах ТНГМ, вскры­ваемых с использованием буровых растворов на углеводородной основе.

Выработку пласта и компонентоотдачу оценивают по суммарной (накопленной) добыче пластового флюида, газа, отдельных компонен­тов газоконденсатной смеси при сопоставлении с запасами пластового флюида как в целом по месторождению, так и по отдельным: участкам (зонам-УППГ) и скважинам.

В состав работ по контролю выработки пласта компонентоотдачи входит определение:, продуктивных отложений в скважине ;

геофизическими методами;

среднего дебита газа и нефти по данным текущих газодинамических газоконденсатных исследований; содержания компонентов в добываемой продукции по данным лабораторного анализа проб газа, конденсата и воды из контрольного сепаратора УППГ; дренируемых (работающих) интервалов и горизонтов, карты, удельной плотности запасов. По каждой скважине запас определяются объёмным методом. Карта удельных плотностей запас строится на конец каждого годового периода , эксплуатации дренируемых флюидов работающие на горизонты определяющиеся путем замеров дебитов выделенных скважин (не менее одной скважин каждогоУППГ).

Добывные возможности скважин оцениваются на основе термодинамической и продуктивной характеристик, скважины (индикаторные диаграммы) и значений основных ограничивающих параметров, которым относятся давления начала конденсации, равновесная температура, гидродопустимая скорость потока продукции, контролю добываемых возможностей скважин, от технологического режима.

К их эксплуатации входят:

ежедневные замеры количества добываемой продукции, давление и температура на УППГ;

первичные газодинамические исследования скважин в процесс их освоения, а также; после консервации, после капитального ремонт скважины (КРС) и после проведения мероприятий по интенсификации добычи;

текущие газодинамические исследовали скважин с использованием контрольного сепаратора УППГ;

специальные комплексные исследования контрольно-эксплуатационных скважин с использованием сепарационной установки "Порта-Тест" и глубинным замером забойных давлений.

На основании результатов исследований определяют средне суточный дебит нефти и конденсата за месяц и квартал по каждой скважин и рассчитывают дебиты нефти и конденсата для "средней" скважин ТНМ или зоны УППГ. Значения дебита "средней" скважины по залежи и зонам УППГ используют для построения графика разработки динамики изменения дебита во времени.

Качество добываемого сырья оценивают по компонентному фракционному и элементарному составу продукции скважин, значения конденсатно-нефтеразрывного фактора, количеству механических примесей :

воды в продукция скважин, сырья входящего в отбор проб и лабораторные исследования нефти, конденсата, воды. Отбор проб газовой и жидкой фаз производится при газоконденцатных исследованиях (через установку "Порта Тест", контрольные сепаратор), а также при отработке скважин при освоении. Периодичность отбора не менее одного раза в квартал по каждой скважин действующего фонда. Согласно действующим инструкциям отбор проб.

Пробоотборники работают с регистрацией определенных условий отбора (времени, места, давления, тейпературы). Средние значения содержания компонентов по скважине используется для проектирования карты из компонентов в добываемой продукции карты строят не реже одного раза в год. изависят: от состояния скважин; по значениям давлений и температур флюидов в затрубном и межтрубном пространстве скважин, содержанию агрессивных компонентов в атмосфере вблизи скважины.

В состав работ по контролю технического состояния скважин входят: визуальный осмотр устья скважин, прискважинного оборудования; замеры давлений в затрубном и межтрубном пространстве, замеры температур; отбор и анализ, проб флюида из затрубного и межтрубного пространства; замер концентрации токсичных компонентов в атмосфере вблизи скважины; ревизия запорной арматуры, скважинного показателя и глубинных клапанов; - специальные иследования обсадной и лифтовой колонн.

Осмотр устья скважин производится по, графику не реже одного раза в неделю. Замеры давлений в затрубном и межтрубном пространстве скважин производяться по графику не реже одного раза в неделю.

Приведённые положения системы, оперативного контроля могут получить минимум информации для принятия технологии решений.

8. Покомпонентный учет добычи нефти

Спецификой глубокозалегающих нефтеных месторождений Прикаспия является наличие в продукции в значительных количествах таких компонентов, как сероводород, углекислый газ, кроме того, по сравнению с газовыми местрождениями велико содер­жание фракций жидких углеводородов (С₅₊), а в сравнении с нефтяными - газообразных гомологов метана (С₁-С₄), в том числе в количествах, достаточных для промышленной выработки этана, пропана и бутана.

Касаясь фазового состояния, можно отметить сопоставимость масс газообразных и жидких в нормальных условиях. Для примера в табл. 48 приведено распределение масс компоне6нтов газообразной и жидкой фазах (в поверхностных условиях) для Тенгизского месторождений.

Известно также, что по глубине продуктивных отложений состав закономерно изменяется под действием гравитационных сил. В зависимости от интервала вскрытия продукции скважин будет различаться как по составу, так и соотношением фаз в поверхностных условиях.

9. Вывод

Главная причина невозможности достижения полного вытес­нения нефти водой из пластов при их заводнении заключается в не смешиваемости вытесняемой и вытесняющей жидкостей, в результате чего образуется поверхность раздела между этими жидкостями и происходит удерживание нефти в пористой среде капиллярными силами.

Кроме того, неполное вытеснение нефти водой в охваченных заводнением областях пластов обусловлено гидрофобизацией пород-коллекторов вследствие адсорбции тяжелых компонентов нефти на поверхности зерен пород, а также различием вяз-костей вытесняющей и вытесняемой жидкостей, что приводит к появлению гидродинамической неустойчивости контакта нефть - вода, обволакиванию водой в пористой среде оставлен­ных за фронтом вытеснения скоплений нефти, образованию капель или глобул нефти, т.е., по сути дела, ее диспергированию.

Вследствие указанных причин нефть остается в пористой среде пластов, подвергаемых заводнению, в виде пленок на зернах пород и глобул, находящихся в тупиковых порах или местах пористой среды пластов, обойденных водой (рис. 26). Если бы нефть вытеснялась из пласта смешивающейся с ней жидкостью, то в результате молекулярной диффузии вещество-растворитель проникло бы в нефть, а углеводороды нефти - в растворитель и с течением времени нефть была бы полностью вымыта из пласта. Однако если применять в процессе разра­ботки нефтяных месторождений метод вытеснения нефти путем закачки в пласты одних только растворителей, то последние, вымыв из пластов нефть, останутся в недрах. Ясно, что оставляемое в пластах вещество должно быть доступным и дешевле нефти. В качестве растворителя, вытес­няющего нефть из пластов, при­меняют спирты, эфиры, сероугле­род и др. Однако это дорогостоя­щие вещества. Дешевле использо­вать воздух, воду и в определен­ных условиях природный газ и двуокись углерода. При этом сле­дует учитывать, что вода в обыч­ных пластовых условиях не сме­шивается с нефтью, закачка в пласт воздуха приводит к возникновению совершенно иного процесса извлечения нефти из недр - внутрипластового горе­ния.

В 50-х и начале 60-х гг. было предложено в качестве ве­ществ, смешивающихся с нефтью для ее вытеснения из плас­тов, применять углеводородные растворители - сжиженный пропан, газовый конденсат, бензин и другие в виде пробок или оторочек, продвигаемых по пласту водой или сухим газом.

Лабораторные опыты показали, что в процессе вытеснения нефти из пластов неограниченно смешивающимися с ней веще­ствами - растворителями коэффициент вытеснения может быть доведен до 100 %. Если использовать оторочки раствори­теля, продвигаемые по пласту сухим газом, коэффициент вы­теснения нефти по-прежнему остается высоким, но при этом наблюдается неустойчивость контакта газ - растворитель, ото­рочка довольно быстро исчезает, а растворитель частично из­влекается из пласта вместе с сухим газом. Таким образом, в случае применения сухого газа в качестве вещества, проталки­вающего оторочки растворителя, фактически снижается коэф­фициент охвата пласта процессом вытеснения.

В наклонных пластах после вытеснения нефти оторочкой растворителя, проталкиваемой сухим газом сверху вниз, проры­вы его становятся не столь существенными и процесс вытесне­ния нефти из пласта осуществляется более эффективно. Это происходит при обычных, недостаточно высоких пластовых давлениях.

Если давления более высокие, процесс смешивания сухого газа и углеводородного растворителя происходит более интенсивно, а в определенных физических условиях - до нео­граниченной смешиваемости. Оказалось, что с дальнейшим по­вышением пластового давления, опять-таки в определенных фи­зических условиях, оторочка растворителя вообще становится излишней, так как между нефтью и газом возникает область полного смешивания сухого газа с углеводородами, выделивши­мися из нефти, и затем углеводородов с самой нефтью. Вытес­нение нефти из пластов сухим газом в условиях полной смеши­ваемости его с углеводородами нефти получило название про­цесса вытеснения нефти из пластов газом высо­кого давления.

Если оторочка растворителя продвигается вследствие закач­ки в пласт воды, образуется область совместной фильтрации растворителя и воды как двух несмешивающихся жидкостей, в результате чего оторочка размазывается по обводненной области пласта. В этом случае в пласте существует и область смешения .нефти и растворителя, и область несмешивающихся жидкостей.

Процесс образования и роста области смешения нефти и растворителя, как и в случае циклического нагнетания газа, обусловливается молекулярной и конвективной диффузией. Од­нако в последнем случае жирный газ из пласта вытесняется сухим. Вязкости этих газов практически одинаковы. Если нефть вытесняется оторочкой растворителя, то поскольку вязкость нефти в основном более высокая, чем растворителя, на харак­тер процесса смешивания этих жидкостей в пласте и, следова­тельно, на образование оторочки необходимого размера будет оказывать существенное влияние различие вязкостей нефти и растворителя.

Рассмотрим вначале процесс смешивания нефти и раствори­теля, не учитывая вытеснения растворителя из пласта водой.

Уравнение вытеснения из прямолинейного пласта нефти ее растворителем отличается от уравнения только коэффи­циентом диффузии.

где участвует удельная концентрация растворителя в смеси нефть-растворителе, коэффициент диффузии, скорость фильтрации, пористость.

Под коэффициентом диффузии понимают ком­плексный коэффициент, учитывающий не только молекулярную и конвективную диффузии однородной жидкости в пористой среде, но и различие вязкостей вытесняющей и вытесняемой смешивающихся жидкостей.

Обработка результатов экспериментальных исследований вытеснения одной жидкости другой, смешивающейся с первой, при различии их вязкости показывает, что комплексный коэф­фициент диффузии можно представить.

Здесь участвует вязкость смеси двух жидкостей, коэффици­ент молекулярной диффузии, коэффициент конвективной диффузии однородной жидкости, экспериментальные коэффициенты, учитывающие соответственно конвективную диффузию однородной жидкости и разновязкостную диффузию.

При движении смешивающихся жидкостей в прямолинейном пласте концентрацию вытесняющей жидкости, т.е. растворите­ля, в нефти можно получить по уравнению. Для этого, как и в случае циклического нагнетания газа, используем при­ближенный метод интегральных соотношений.

Здесь полудлину зоны смешения определяем при решении уравнения методом интеграль­ных соотношений.

Имеем следующие условия на границах зоны смешения. При 0, в сечении пласта , перемещающемся со временем . Из решение получаем

Рис. 26. Разрез пористой среды:

1 - зерна породы; 2 — остаточная нефть в тупиковой поре; 3 - пленочная нефть; 4 –вода

Рис. 27. Схема вытеснения нефти рас­творителем из прямолинейного пласта:

1 - растворитель; 2 - зона смешения;

3- нефть

10. Рисунки

рис.1 рис. 2 рис. 3

рис. 4 рис. 5 рис. 6

рис. 7 рис. 8 рис. 9

рис. 10 рис. 11 рис. 12

рис. 13 рис. 14 рис. 15

рис. 16 рис. 17 рис. 18

рис. 19 рис. 20 рис. 21 рис. 22

11. Литература

1. Желтов Ю.П.

Ж 50 Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для ву­зов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998.-365с.: ил. 15ВМ 5-247-03806-1

2. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М.

Б 27 Заканчивание скважин. Учеб. пособие для вузов. - М. 000 "Недра-Бизнесцентр" 2000. - 670 с.: ил. 18ВМ 5-8365-0053-3

3. Издание КазПТИ по плану издания Минвуза КазССР АЛМА-АТА 1978г. “Геология, геохимия, разведка и разработка нефти и газа” редактор Андриасян В.И.

4. ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОВОГО ДЕЛА: Учеб. пособие к практическим занятиям. Ю.М.П арийский, Санкт-Петербургский горный ин-т. СПб, 1999. 91 с.

5. Булатов А.Н. СиравочниА инженера по буреяпы. 2 том. Недра. 1985г.

6. Логвиненко С.В. Цементирование нефтяных и газовых скважин. М. Нещза. 1986 г,

7. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Куйбышев. 1989г.

8. Иогенсен К.В. Спутник буровика. М. Недра, 1986 г.