Физика пласта (Ответы на экзамен). 1. Физические свойства нефтегазового пласта, принципы их определения и области использования

• Название: 1. Физические свойства нефтегазового пласта, принципы их определения и области использования
• Анкор: Физика пласта (Ответы на экзамен).doc
• Дата: 15.03.2017
• Размер: 0.82 Mb.
• Имя файла: Физика пласта (Ответы на экзамен).doc
• Тип: Анализ; #3810
• страница: 13 из 13

56. Методы изучения природной и остаточной нефтенасыщенности.

Наиболее распространённым и применимым методом оценки является – анализ керна.


Керн отбирается из пласта

с помощью специального долота,

транспортируется на поверхность

и изучается.

При анализе керна определяется S_оr20-25%, но при анализе баланса мы имеем иные значения.

Т.к. пластовое давление меняется на атмосферное (для керна), то возникает градиент давления:

например, 1=0.05 м, тогда перепад - 200/0.054010² ат/м,

но ни в одной точке пласта такого большого градиента не возникает. Т.е. компоненты, которые могли быть вытеснены, будут вытеснены, а адсорбированная, плёночная и тупиковая нефти останутся.

По мировым стандартам: значение 28% является переходным для порога рентабельности. Но наши реальные значения часто тому не соответствуют, и даже если крен даёт лучшие результаты, анализ баланса тому противоречит.

Американские учёные ввели новый способ оценки. Образец в загерметизированном виде поднимается на поверхность, замораживается жидким азотом, после чего транспортируется в лабораторию, где дезинтегрируется и размораживается при определённых условиях. Лёгкие углеводороды при этом улетучиваются или втекают. Затем, проводят анализ того, что осталось и того, что вытекло. В результате была сделана реальная оценка остаточной нефти – остаётся до 60%.

В нашей стране была применена эта технология, когда был отобран керн на Луне.

Но, всё же, это дорогой, хотя и единственный способ реальной оценки содержания остаточной нефтенасыщенности. По большей части его применяют на заводнённых пластах. Технология с герметизацией – базовая.

Существую и более простые модификации.

1. 
   В колонковую трубу вставляется специальная манжета из высокопористого губчатого (резинового) материала.
   

В процессе взятия образца керн окружён

этой резиновой губкой и при подъёме

керна нефть улавливается ею.

При анализе определяется суммарная

нефтенасыщенность:

S_оr=(S_оr^к+S_оr^губ)

Эта технология более дешёвая, но и менее надёжная.

2. 
   Для взятия керна из высокопарафинистых месторождений.
   

На Житебае, Узени был применён метод взятия керна на охлаждённом буровом растворе. В результате выпадения парафина керн загерметизируется.

Рассмотрим и другие методы оценки.

Геофизические методы.
В отличие от анализа керна это методы косвенные.

Для использования этого метода необходимо установить связь между остаточной нефтенасыщенностью и геофизическими методами.

Г.М=f(Sоr)

Обычно эту связь устанавливают благодаря корреляционной связи, с предварительным определением нужного параметра. Сначала находят Sоr(керн), затем ГМ(керн). Далее строятся геолого-гидродинамические модели, определяются запасы, определяется остаточная нефтенасыщенность и т.д.

Так для определения зависимостей используется метод электрического сопротивления.

S_or=1 – ((_в – k_п^-m)/_пл)^1/n,

где _в – удельное электрическое сопротивление пластовой воды, которое зависит от степени минерализации;

_пл – удельное сопротивление пласта, которое зависит от содержания остаточной нефти;

m, n – коэффициенты, определяемые эмпирическим способом на основе анализа геофизических данных;

m – литологический коэффициент;

n – коэффициент смачивания.

Изучение электрического сопротивления позволяет оценить остаточную нефтенасыщенность.

При подъёме керна на поверхность могут выпадать смоло-асфальтеновые фракции в самом керне, что приводит к изменению смачиваемости, поэтому параметр смачиваемости n в керне может не совпадать с n в пласте. Поэтому такие технологические оценки дают большие погрешности и не могут устроить специалистов с точки зрения оценки информации.

Поэтому в зарубежной практике используют специальные технологии, которые называются «технологиями регулированного воздействия на призабойные зоны».

Геофизические методы изучают пласт на расстоянии порядка 1 м (малоглубинные), следовательно, для увеличения достоверности, в эту зону закачивают различные растворы, имеющие отличные друг от друга геофизические свойства (например, солёность), и проводят анализ. Из анализа получают различные уравнения и составляют их комбинации. Решая три уравнения, аналитическим методом избавляются от неизвестных параметров m, n. Такая технология получила название «каротаж-закачка-каротаж». Благодаря этому методу было определено, что на Ромашкинском месторождении Абдурахмановской площади S_оr=45%.

Этот способ оценки гораздо лучше по точности предыдущего. Но вода может содержать аномальные борные ионы и т.п. аномальные свойства, что может осложнить оценку.



1 м


«Индикатор обратной промывки» - способ использования активного химического индикатора. Он был реализован в Канаде и Соединённых штатах и показал себя высокоэффективным.



15 м

Это довольно глубинный метод, т.к. от стенки скважины изучение уходит на 15 м.

В качестве индикатора используется раствор этилового спирта в пластовой воде. В результате происходит гидролиз и последующее изменение химического состава, причём чем больше S_оr, тем сильнее идёт изменение состава.

Скважину закрывают на 10-15 суток, в это время идёт изменение химического состава индикатора, после чего проводят анализ индикатора.
с, г/л t

I II

t

I – первичный индикатор;

II – вторичный индикатор (изменённый, полученный).
Время поступления остаточного индикатора связано с остаточной нефтенасыщенностью S_оr.

Этот способ показал хорошие результаты и удачные соответствия фактическим данным.

В некоторых арабских странах есть коллектора с хорошей пористостью k_п30% и лёгкой нефтью. В результате замещения нефти водой плотность уменьшается. Французы воспользовались этим свойством: в скважину опускают гравиметр и по различию показаний определяют остаточную нефтенасыщенность S_оr. Этот метод даёт возможность оценить Sоr при условии высокой пористости (30%).

57. Принципы физического моделирования процессов вытеснения.

58. Режимы образования остаточной нефти.

Эффективные напряжения. В реальных геологических условиях на пласт действует горное давление.

Р_г

Это горное давление воспринимается порами и флюидом:


_эф


P_пл


Р_г=_эф+Р_пл

Когда в процессе разработки происходит изменение Р_пл, происходит рост эффективных напряжений, т.к. Р_г – величина постоянная.

При равномерно напряжённом состоянии значение эффективных напряжений может быть вычислено по следующей формуле:

_эф=(₁+₂+₃)/3
Т.е. в процессе разработки залежи происходит изменение эффективных напряжений, что приводит к тому, что свойства пласта (например, m, kпр) оказываются не такими, как до разработки:

m=m₀(е^{-эф})

m=m₀^-

k_пр=k_пр.0е^{-эф}

k_пр=k_пр.0^-,

где ,  - коэффициенты, характеризующие m или k_пр.

Закон фильтрации при действии эффективных напряжений выражается формулой:

V=k()/grаd

dр=-d_эф

Если мы имеем степенную зависимость, то закон фильтрации запишется следующим образом:

V=k^1-/d/dх.

В процессе разработки изменятся и закономерности фильтрации (движение флюидов).

1 Эксплуатационный объект – группа скважин, объединённая в один объект разработки.

2 Суспензии – вещества, содержащие дисперсную среду.