Реферат. Обоснование уровня ВНК при разведке залежей нефти. Обоснование уровня ВНК при разведке залежей нефти.. ХатангоВилюйская газонефтеносная провинция прогноз состава и качества нефти и газа
 Скачать 480.77 Kb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования КАЗАНСКИЙ (ПРИВОЛЖСКИЙ) ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИЕТ Институт геологии и нефтегазовых технологий Реферат на тему: «Хатанго-Вилюйская газонефтеносная провинция: прогноз состава и качества нефти и газа» Выполнил: Казань – 2020 г. СодержаниеСодержание 1 Введение 3 Что понимается под определением водонефтяного контакта 4 Методы определения уровня ВНК 9 Заключение. 15 Список использованной литературы 16 ВведениеОбоснование уровней водонефтяного контакта (ВНК) при разведке залежей нефти является одним из главных критериев при подсчете запасов и оценке ресурсов залежи углеводородов (УВ). Как правило, некоторыми специалистами при подсчете объемов углеводородов, сосредоточенных в залежи, учитываются три основных фактора: 1. Точное выявление структурных поверхностей кровли и подошвы пласта. 2. Распределение эффективных толщин по всей мощности пласта. 3. Уровень водонефтяного контакта. Если предполагать, что первые два фактора являются константами, получится что уровень водонефтяного контакта контролирует объем залежи, а также распределение нефтенасыщенных толщин в пласте. Но также стоит отметить то что определить уровень ВНК не всегда представляется легкой задачей, в основном это связано с ограниченным количеством исходных данных [1]. Что понимается под определением водонефтяного контактаВ нефтяной залежи распределение нефти и воды в пласте происходит в соответствие с действием гравитационных и капиллярных сил. Под действием гравитационных сил верхняя часть залежи заполняется менее плотной нефтью, а нижняя часть заполняется водой. Однако капиллярные силы препятствуют гравитационному распределению нефти и воды в строгом соответствие с их плотностями. На границе нефти с водой, вода под действием капиллярного давления поднимается выше к капиллярам уровень которых выше уровня гравитационного распределения. Вода в зависимости от условий может подниматься на разную величину. Как правило, высота капиллярного подъема увеличивается из-за уменьшения радиуса капилляра, уменьшение разницы плотностей нефти и воды, уменьшение краевого угла смачивания, увеличения натяжения на границе раздела двух фаз, также высота подъема воды в капиллярах возрастает с повышением минерализации воды. Все это приводит к тому что граница между нефтяной зоной и водной зоной в пласте явна не выражена, а наблюдается скорее переходная зона между полностью нефтяной и полностью водной частью залежи [2]. В переходной зоне наблюдается уменьшение сверху вниз насыщение нефти с предельных значений до нулевых. На мощность переходной зоны может влиять проницаемость коллектора, отсортированность, пористость. Например, по зарубежным данным, у песчаников с высокой проницаемостью, хорошей сортировкой и относительно большими размерами пор мощность переходной зоны составляет первые десятки сантиметров. В то время как у плохо отсортированных, полимиктовых осадков, которые характерны для Западной Сибири, переходная зона может составлять несколько десятков метров [3]. Для лучшего представления о сложности определения границ для нефтяных залежей, которыми служат водонефтяной контакт, обратимся к схематическому разрезу, изображенному на рисунке 1.
На данном рисунке видно, что предельная нефтенасыщенность пласта составляет 80%, IV зона является переходной зоной между нефтью и водой, где сверху вниз насыщенность пласта нефтью падает с 80% до 0%. Однако в этой зоне нефть все же присутствует и какую-то часть все же выгодно добывать, даже несмотря на то что увеличиться приток воды. Граница, которая отделит в данной зоне часть нефти с водой, которую выгодно добывать, от части воды с нефтью, которую добывать будет уже не рентабельно и будет называться водонефтяным контактом для данной залежи. Но остается открытым вопрос, где же все-таки должна проходить эта граница? Однозначного ответа на этот вопрос еще нет, и для того чтобы разобраться какие факторы, причины влияют на обоснование уровня ВНК как нижней границы нефтяной залежи обратимся к рисунку 2.
На данном рисунке представлены данные по исследованию керна одного из месторождений Татарии, по разрезу показаны изменение нефтенасыщенности и капиллярного давления. Как можно заметить по рисунку, на уровне нулевого капиллярного давления коэффициент водонасыщенности (kв) достигает 1,0. В то время как коэффициент нефтенасыщенности (kн) становится равен 0, т.е. здесь нефть отсутствует, как только чуть выше по разрезу в пласте начинает возрастать капилларяное давление, в порах породы начинает появляться нефть, по уровню появления нефти и проводят границу I. Выше по разрезу капиллярное давление продолжает увеличиваться и в начале это ведет к резкому повышению коэффициента нефтенасыщенности (kв), а значит и к резкому уменьшению коэффициента водонасыщенности (kв), затем изменение этих коэффициентов становится все плавнее, пока они не достигают определенного уровня при котором коэффициент нефтенасыщенности будет почти максимальным, что отражено кривой 2, а коэффициент водонасыщенности достигнет минимальных значений, что отражено кривой 1, данный коэффициент как и нефтяной также практически перестанет изменятся выше по разрезу. По моменту, когда коэффициент нефтенасыщенности достигает близких к максимальному значению, а коэффициент водонасыщенности достигает практически минимальных значений проводят границу II. Именно по границам I и II проводят границы переходной зоны, где граница I – подошва переходной зоны, а граница II – кровля переходной зоны. Как правило из-за резких изменений коэффициентов нефте- и водонасыщенности вблизи границы I, подошву переходной зоны фиксирует относительно легко, по сравнение с тем, когда вблизи границы II изменение коэффициентов достаточно сложно фиксируемо, из-за чего кровля переходной зоны фиксируется плохо и ее проводят с некоторой долей условности. Неравномерное изменение коэффициентов нефте- и водонасыщения привело к тому что внутри переходной зоны стали выделять подзоны, для каждой из которых характерны свои условия фазовой проницаемости для нефти и воды, всего таких подзон три, на рисунке границами этих зон служат границы III и IV. Стоит также отметить что на фазовую проницаемость нефти и воды влияет как их количественное отношение, так и их физико-химические свойства, также на это влияют физические свойства пород. В переходной зоне, начиная от границ ее подошвы и далее вверх по разрезу выделяют зону в которой вследствие малого коэффициента нефтенасыщения, фазовая проницаемость для нефти равна нулю, только с возрастанием до определенного уровня коэффициента нефтенасыщения, нефть получает возможность двигаться по пористой среде. Границей зоны где нефть неподвижна в порах и зоной где нефть приобретает способность двигаться по этим порам и является линия III, изображенная на рисунке 2. Затем начиная от границы III и выше нефть и вода являются подвижными жидкостями в порах коллектора, но вследствие постепенного уменьшения коэффициента водонасыщенности и возрастания нефтенасыщенности, наступает момент когда фазовая проницаемость для воды становиться равной нуля и она теряет возможность передвижения по порам, границей зоны где могут перемещаться вода и нефть по порам и зоной, где в коллекторе может перемещаться только нефть и является линия IV. На основе выше описанного в переходной зоне и выделяют три подзоны, по границам которых и проводят нижнюю границу залежи, которой является ВНК. Выбор той или иной границы зависит в первую очередь от выгодности вовлечения той или иной подзоны в эксплуатацию нефтяной залежи. Так в одних случаях, например, на территории Урало-Поволжья коллектора могут встречаться из достаточно хорошо отсортированного кварцевого песчаника, а потому мощность переходной зоны будет не велика и не будет превышать 8 м, в таких коллекторах уровень ВНК проводят по границе IV, где фазовая проницаемость воды равна нуля, а значит добываться будет только нефть, ниже IV границы подвижную нефть, разбавленную с подвижной водой редко учитывают и вовлекают в добычу. В то время как в Западной Сибири коллектора чаще встречаются полимиктовые, с плохой сортировкой и небольшими капиллярными порами, из-за чего переходная зона может составлять первые десятки метров, из которой мощность подзоны, где возможно существование подвижной воды и нефти, может составлять до 10 м, и конечно такими объемами нефти редко пренебрегают и тогда проводят уровень ВНК по границе III, вовлекая в добычу нефть, смешанную с водой [2]. Так, например, на Мегионском месторождение в Западной Сибири в пласте БВ8 от вовлечения зон до III границе в переходной зоне позволило увеличить запасы нефти на 7,5% от предыдущего подсчитанного запаса нефти в пласте [5]. Бывает и так что мощность переходной зоны может составлять всего лишь 1 м, тогда в качестве уровня ВНК выбирают наиболее четко фиксируемую границу переходной зоны, т.е. границе I, которая является подошвой переходной зоны. Таким образом, на практике в качестве поверхности ВНК, принимается одна из граничных поверхностей переходной зоны. Выбор границы зависит от мощности переходной зоны [2]. Методы определения уровня ВНКВ практике подсчета запасов для определения флюидальных контактов, в частности уровня ВНК, служат методы используют результаты опробования как обсаженной, так и не в обсаженной скважине, методы ГИС и данные полученные по керну. Как правило полученные данные по исследованию керна используются в качестве вспомогательного материала и не могут самостоятельно обеспечивать обоснование положения водонефтяного контакта, в случае относительно большой мощности переходной зоны. В случае если переходная зона имеет небольшую мощность и обеспечивается полный вынос керна, по которому визуально можно фиксировать положение контактов, определение уровня ВНК представляется возможным. Однако, основную информацию по положению контактов получают методами промысловой геологии. В терригенных коллекторах геофизическими методами уровень ВНК определяется достаточно четко. В качестве основных геофизических методов используются метода электрометрии, нейтронного-гамма каротажа, методы по тепловым нейтронам, импульсные метод, наведенной активности по натрию. Так в необсаженном стволе скважины проводится измерение удельного сопротивления pk комплексом градиент-зондов возрастающего размера от 0,5 до 8 м [2]. Как правило, переход от нефтенасыщенности к водонасыщенности отмечается всеми зондами, но наиболее часто и четко определяется на диаграммах больших зондов размера 4-8 метров [4]. В случае если мощность переходной зоны составляет не более 1-2 метра, определение ВНК сводится к определению ее нижней границы, которая может достаточно точно фиксироваться скачкообразным возрастанием величины pk на диаграммах электрометрии и снижением показаний нейтронного гамма-каротажа, пример подобной ситуации изображен на рисунке 3:
При наличие мощной переходной зоны, определение уровня ВНК усложняется, т.к. появляется необходимость в определение кровли и подошвы переходной зоны. На диаграммах электрометрии для мощных переходных зон отмечается постепенный спад значений кажущихся сопротивлений от максимальных, соответствующих зоне максимального нефтенасыщения, до минимальных, относящихся к водонасыщенным частям коллектора рисунок 4.
Как говорилось ранее, в таких переходных зонах, в качестве уровня ВНК чаще служат граничные поверхности с фазовой проницаемостью для каждой фазы (нефти и воды) равной нулю. Данные границы в переходной зоне выявляются путем установления для них критических значений сопротивления  , которые индивидуальны для каждой границы подзоны. Величина зависит от свойств коллектора, его пористости, а потому обосновывается для каждой залежи из результатов поинтервального опробования зоны в скважинах с высоким качеством цемента.Например, если нам нужно определить ВНК для месторождения Западной Сибири, где за уровень ВНК принимается граница ниже которой фазовая проницаемость для нефти равна нуля, а выше нефть может свободно перемещаться по порам, для этой границы определяют , также определяют сопротивление верхней  и нижней границы  переходной зоны. Затем по формуле определяют положение ВНК: Где Hвнк – глубина залегания ВНК; H1 – глубина нижней границы переходной зоны;  – мощность переходной зоныАналогичным образом по значениям можно найти и другую граничную поверхность, принимаемую за ВНК – поверхность, на которой фазовая проницаемость для воды равна нулю.Опробование в скважинах с целью определения флюидальных контактов начинает проводиться на стадии разведки и подготовки залежи к разработке. На данном этапе должны уже быть получены данные ГИС, на основе которых и будет проводиться опробование. Исключением могут служить карбонатные трещиноватые коллектора по которым данные ГИС не всегда могут быть достаточно точными, в таком случае опробование является единственным методом определения уровня ВНК. Опробование может производится как в необсаженных скважинах во время бурения с помощью испытателей пластов, так и в обсаженных. Как правило, наиболее результативные данные по уровню ВНК получают в обсаженных колоннах. На примере такой скважины и разберем как проводиться опробование по рисунку 5:
В начале в скважине на основе кернового материала и геофизических данных намечаются интервалы опробования. Первым интервалом опробования намечают водоносную зону, которая располагается ниже предполагаемого уровня ВНК. Второй интервал намечают в переходной зоне, если переходная зона имеет значительную мощность, то в ней намечают несколько интервалов опробования, последовательно идущих друг за другом. Третьим интервалом для опробования служит полностью нефтенасыщенная зона, располагающаяся непосредственно над зоной ВНК. Интервалы опробования стараются располагать так чтобы в момент опробования избежать прорыва из верхних или нижних пластов другого флюида. Поэтому опробование стараются проводить в 2-3 м от предполагаемой переходной зоны. Сам процесс начинается с самых нижних намеченных участков интервала, в нем вызывается приток флюида в скважину и ждут, когда флюид полностью заменит в скважине промывочную жидкость, затем пробу отбирают и делают выводы о характере насыщенности опробуемого интервала. Затем данный интервал цементируют цементным мостом, и приступают к опробованию интервала, который находится выше. По результатам должно получаться так что в интервале, определенном по ГИС как нефтенасыщенный должны быть притоки чистой нефти, что должно указывать на правильность суждений о том, что ВНК находится ниже, в интервалах где была определена по ГИС водонасыщенная зона должны быть притоки только воды, что будет указывать на то что ВНК находиться выше. При опробование переходной зоны в верхней ее части должны получать притоки только нефти, при опробование средней части должны получать притоки нефти и воды, а в нижней части должны получать притоки воды. Если при интервале опробование получают притоки, который не должен быть на данном участке, например, приток воды с нефтью в предполагаемой нефтенасыщенной зоне, то это может быть связано либо с неправильными данными ГИС, либо с некачественной цементацией опробованных ранее участков. Иногда на практике может получиться и так что при малых мощностях переходной зоны не удается ее зафиксировать или опробовать, в таком случае для низких категорий залежи уровень ВНК выбирается как середина между самым нижним перфорированным участком из которого получены притоки чистой нефти и верхним перфорированным участком из которого получены притоки чистой воды. Для более высоких категорий эти условия не приемлемы, так для запасов категории B границей залежи, т.е. уровень ВНК проводиться по нижнему перфорированному интервалу из которого получены чистые притоки нефти. Уровень ВНК может быть, как горизонтальным, так и наклонным. Горизонтальный уровень ВНК наблюдается как правило в малоактивных напорных залежах с однородным литологическим строением. Залежи, которые подвержены сильному напоры воды, уровень ВНК будет наклонен в сторону области разгрузки. Также неровный уровень ВНК наблюдается в залежах с литологической неоднородностью, например, в залежи где в некоторых местах будут участки более трудно проницаемых пород уровень ВНК будет выше вследствие воздействия капиллярного давления [2]. Для обоснования ВНК для всей залежи строят схемы на которых изображают скважины, несущие информацию о положение ВНК. Сюда относятся скважины в которых положение флюидального контакта можно определить по данным ГИС и опробования скважин. Также могут быть использованы скважины из чисто водяной или нефтяной зоны, в которых подошва пласта и кровля пласта находятся в непосредственной близости от поверхности ВНК. На схему наносятся колонки разрезов выбранных скважин в соответствии с их гипсометрическим положением и указанием характера насыщенности пластов по данным ГИС, интервалы перфорации и результаты испытания и опробования скважин. На основании этой информации выбирают и проводят линию, наиболее полно отвечающую принятому положению ВНК. Выше этой линии по ГИС в подавляющем большинстве скважин должен быть проинтерпретирован как нефтенасыщенный, и при опробование из него должен быть получен приток чистой нефти или нефти с водой, а ниже – водонасыщенный с притоком воды, что отображено на рисунке 6 [5].
Заключение.Подводя итог стоит еще раз подчеркнуть то, что определение уровня водонефтяного контакта является важным элементом в разведки залежи. Специалист должен грамотно оценивать получаемые данные по ГИС, опробованию и керну чтобы правильно задать уровень ВНК, который и будет являться нижней границей залежи. От грамотно заданного в таком случае уровня ВНК будет зависеть то насколько эффективно будет разработано месторождение без существенных затрат на его разработку. Список использованной литературыД.В. Лузина, Д.В. Потехин. Закономерности изменения водонефтяного контакта башкирского свода (верхнедевонско-турнейские отложения). Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми. 2016 год. – 9 стр. Иванова М. М., Дементьев Л. Ф., Чоловский И. П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа: Уч. для вузов.— М.: Недра, 1985.— 422 с. М.А. Жданов. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М., изд-во “Недра”, 1970 г, стр 488 Гришин Ф.А. Промышленная оценка месторождений нефти и газа. – 2-е изд. Перераб. И доп. – М.: Недра, 1985 – 277 с. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под редакцией В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. – Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ “Тверьгеофизика”, 2003 |
