Можно выделить две группы гтм по увеличению производительности скважин

• Название: Можно выделить две группы гтм по увеличению производительности скважин
• Дата: 22.01.2023
• Размер: 0.98 Mb.
• Имя файла: bibliofond.ru_794418.rtf
• Тип: Документы; #899067
• страница: 3 из 8

2.7 Гидрогеология
По геолого-геофизическим и гидрогеологическим данным в разрезе мезо-кайнозойских отложений Красноленинского нефтегазоносного района уверенно выделяются следующие водоносные комплексы, изолированные друг от друга непроницаемыми водоупорами:

.Толща континентальных песчано-глинистых отложений олигоцен-четвертичного возраста толщиной 150-250 м, которая содержит грунтовые и напорные пресные воды свободного водообмена. Этот комплекс имеет практический интерес как источник хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения. От нижележащих водоносных пород нижнего гидрогеологического этажа (зоны весьма затрудненного водообмена) определен мощной толщей (до 800м) глин турон-олигоценового возраста.

.Сеноман-альбский комплекс преимущественно алеврито-песчаных отложений (уватская свита и верхнеханты-мансийская подсвита) толщиной около 400 м содержит переливающиеся воды с минерализацией (по единичному анализу) 9,3г/м.. Величина притока воды при динамическом уровне сотни метров составляет десятки м3/сут. В составе воды содержание йода определено 7,6 мг/л, брома-23,9 мг/л. От нижележащих водосодержащих пород они отделены толщей глин нижнеханты-мансийской подсвиты мощностью порядка 150м.

.Комплекс песчано-алевритовых пород с прослоями глин верхневикуловской подсвиты. Общая толщина комплекса состовляет 150м. Водоносность комплекса недостаточна изучена. С учетом имеющихся данных по Красноленинскому своду комплекс содержит не переливающиеся напорные воды. Величина притока в скважину которых составляет чаще 1 м3/сут, а в отдельных скважинах достигает величин 50-100 м3/сут при динамическом уровне первые сотни метры. Величина минерализации вод описываемого комплекса 10-15 г/л, в воде содержится до 13-15 мг/л йода, 35-50 мг/л брома. Комплекс подстилается мощной аргиллито-глинистой толщей (до 650м) кошайской, фроловской, тутлеймской и абалакской свит келловей-аптского возраста.

.Комплекс песчано-глинистых отложений нижнесреднеюрского возраста (тюменская свита), включающий выветренную зону докембрийского фундамента. Толщина тюменской свиты, в пределах Восточно-Талинской площади колеблется, от 0 до 330 м. Толщина зоны выветренной достигает 65 м. Описываемый комплекс в районе Красноленинского свода характеризуется сложным строением и значительной изменчивостью коллекторских свойств отложений по разрезу и площади. При существующем качестве изученности достаточно затруднительно установить закономерности изменения параметров по всем показателям - зональности химического состава вод, величине притока флюида в скважину, степени гидравлической взаимосвязанности пластов и отдельных участков.

Притоки пластовых вод в процессе опробования скважин, в пределах Восточно-Талинской площади, получены из отложений тюменской и викуловской свит. Практически все пробы получены при опробовании объектов в колонне после вскрытия их перфорацией. Методика исследований была следующей

.Замеры пластовых давлений и температур в водоносных объектах.

.Замер удельного веса и дебитов воды в скважинах.

.Отбор глубинных и поверхностных проб воды, их химический анализ.

В соответствии с результатами анализа проб воды, на Восточно-Талинской площади, в шеркалинском горизонте распространены воды гидрокарбонатнонатриевого типа (по классификации В.А.Сулина) общая минерализация которых 8-10 мг/л.

Содержание йода в пробах колеблется от 7 до 11 мг/л, брома - 26-29 мг/л. Коллекторские свойства пластов ЮК-10 и ЮК-11 по площади неоднородны. Дебиты воды в процессе опробования скважин составляли 2,0-19,5 м3/сут. Низкие дебиты воды и невысокие концентрации компонентов, сложные климатические условия разработки месторождения позволяют сделать вывод о нецелесообразности извлечения в промышленных целях компонентов содержащихся в подземных водах.

Пластовые давления на площади замерялись в двух скважинах. В скважине 603 пластовое давление составляет 25,2 МПа, что на 0,6 МПа ниже условно гидростатического. Величины пластовых температур на Восточно-Талинской площади колеблются в пределах 97-121°С. Геотермический градиент изменяется от 1 до 6°С на 100м.

Пластовые воды Восточно-Талинской площади не могут рассматриваться в качестве их дальнейшего промышленного освоения. Не может быть самостоятельным образом реализовано и тепло пластового флюида из-за низких дебитов скважин.

Гидрогеологическая и гидродинамическая изученность «шнурковых» залежей шеркалинского горизонта соседней Талинской площади и их положение в пределах пластовой водонапорной системы Западной Сибири позволяют определить естественный режим их работы как упруго-водонапорный. Залежи нефти в пласте ЮК10 в пределах Восточно-Талинской площади относится также к типу «шнурковых». Размеры водонефтяной зоны значительно сокращены в сравнении с общими контурами залежей Роль напора законтурных вод, как фактора естественной пластовой энергии, понижена. В связи с неоднородностью толщины продуктивных пластов-коллекторов и изменчивостью их фильтрационно-емкостных свойств по площади, гидродинамическая связь между различными участками затруднена.

2.8 Свойства пластовых жидкостей
Отбор и исследование нефтей проведен институтом СибНИИНП, Центральной лабораторией Главтюменгеологии и службами производственного объединения Красноленинскнефтегаз.

Глубинные пробы нефти отбирались с помощью пробоотборников ВПП-300.Методическое обеспечение исследований соответствовало требованиям отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти».

Компонентный состав пластовых разгазированных нефтей и нефтяных газов

определялся методами газожидкостной хроматографии на приборах типа ЛХМ-8МД, «Хром-5» и «Вариан -3700».

Поверхностные пробы нефти отбирались с устья добывающих скважин. Анализ выполнялся по стандартным типовым методикам. Компонентный состав газа определялся при однократном и дифференциальном (ступенчатом) разгазировании.

Пластовые нефти находятся в условиях повышенных пластовых давлений (до 23 МПа) и высоких пластовых температур (до 105 С). Свойства нефтей в пределах залежей изменяются в широком диапазоне. (Таблица № 2.8.1.). Так, газосодержание от 140 м3/т до340 м3/т. Давление насыщение нефти газом по ряду скважин (около 30% от общего объема исследований) равно или выше пластового давления, что однозначно свидетельствует о наличии двухфазного потока как в зоне отбора, так и на забое скважин. Плотность разгазированной нефти невелика (780-825 кг/м ), что связано не только с индивидуальными свойствами нефти, но и выносом на поверхность конденсата, образующегося в пласте при фильтрации газонефтяной смеси в депрессионной воронке.

На Талинском месторождении институтом УкрГипроНИИнефть в 1989 году была выполнена работа по подсчету запасов нефти и газа. За истекший период после проведения указанной работы по пластам были отобраны глубинные дополнительные пробы: ЮК10- в 49 скважинах, ЮК11- 4 скважинах. В связи с этим произошли изменения в подсчетных параметрах.

По данным СибНИИНП (глубинные пробы) для участков легкой нефти (32 скважины) газовый фактор составил 305м /т, объемный коэффициент 1,887, плотность разгазированной нефти 799кг/м3.

Молярная доля метана в пластовой нефти пласта ЮК10 изменяется в широких пределах 22-44%,в нефти пласта ЮК11 эта величина составляет 25-32%,. для нефтей обоих горизонтов характерно преобладание нормальных углеводородов над изомерами, что характерно для нефтей Западной Сибири.

Нефть пласта ЮК11 тяжелее, диапазон изменения молекулярной массы составляет 87-95,в то время как в нефтях пласта ЮК11 он равен 67-89.

Нефтяные газы стандартной сепарации высокожирные, коэффициент жирности газов обоих пластов около 100. Разгазированные нефти пластов ЮК10 и ЮК11 малосернистые, с выходом фракций до 350 С больше 45%, парафинистые, малосмолистые, маловязкие, легкие.

Технологический шифр нефтей -1Т1П2.

Реологические свойства нефтей и водонефтяных смесей исследовались на ротационном реовискозиметре «Реотест-2» в диапазоне температур от 0 до 50 С при градиентах скорости сдвига 2-1320с‐₁.

При выборе режима перекачки жидкости по трубопроводу расчет градиента скорости сдвига производится по формуле:

=4*Q/П*R3
Где - градиент скорости сдвига, с‐₁,- удельный объемный расход жидкости по трубопроводу, м /с;- радиус трубопровода, м.

В качестве модели продукции скважин использовалась смесь нефтей пластов ЮК10 и ЮК11 (Скв.№2877 ,3564,3840,3974,4081,4082). Пробы нефти были отобраны глубинными пробоотборниками вблизи забоев и разгазированы однократно до стандартных условий. Плотность смеси нефтей пластов ЮК-10 иЮК-11 составила 821,9кг/м , что примерно соответствует средней по месторождению в условиях повышенных температур разгазирования. В зонах залегания «легких» нефтей с высокой степенью газонасыщенности реологические параметры нефтей и водонефтяных смесей (плотность, вязкость) будут иметь несколько меньшее значение.

Однако, при обосновании технологических решений по транспортировке продукции скважин, необходимо учитывать вероятность некоторого повышения плотности нефти на более поздних стадиях разработки.

Как следует из приводимых данных, безводная нефть в интервале температур 30-50 С представляет собой ньютовскую жидкость. Водонефтяные эмульсии при обводненности свыше 40% неустойчивы во всем исследованном интервале температур, 40%-ная эмульсия теряет устойчивость при температурах свыше 15 С.

Все исследованные эмульсии имеют явно выраженные ньютоновские свойства: величина вязкости резко изменяется в зависимости от градиента скорости сдвига.

Приводимое значение газового фактора (275м /т) характеризует газ растворенный в нефти. С учетом сопутствующего отбора из газовых шапок, газовый фактор оценивается равным 309м /т. Такой прогноз косвенно подтверждается результатами промысловых замеров согласно которым, в целом по месторождению в 1989 году, газовый фактор составил 315 м /т (совместная работа Западно-Сибирского филиала ВНИПИГазпереработка и СибНИИНП, 1989г.).

Приводимые значения газовых факторов (275м /т и 309м /т) рекомендованы институтом СибНИИНП для определения текущих и перспективных уровней отбора газа на месторождении (отчет по договору 89.0339.90 «Определить рабочие газовые факторы, ресурсы, состав и свойства углеводородного сырья месторождений Главтюменнефтегаза, 1990 год) и направлены на рассмотрение в объединение Красноленинскнефтегаз к использованию их при формировании плана по отборам и использованию газа на 1991 год (исх. № 25/1408 от 09.04.90г.).
2.9 Обоснование остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения пород пластов ЮК10 - 11
Залежи нефти в пластах ЮК10-11 отличаются более высокой геологической неоднородностью чем Неокомские отложения центральных районов Западной Сибири. Для них характерно высокое нефтенасыщение коллекторов (до 85-87%), низкие в целом фильтрационно-емкостные свойства, повышенная литого- минералогическая и текстурная микронеоднородность пород и их гидрофобность / 4-6 /. Поэтому актуальна задача прогнозирования остаточной нефтенасыщенности пластов, разрабатываемых с заводнением, так как перенос этого параметра с других месторождений Западной Сибири связан с большими погрешностями.

Среди известных способов определения остаточной нефтенасыщенности основными являются:

метод материального баланса;

исследование керна, отобранного из заводненных зон с сохранением пластовых условий;

лабораторное моделирование заводнения на свежих и экстрагированных кернах;

исследование закачкой химических реагентов в скважину (метод компании «ЭКСОН»);

) комплекс геофизических исследований.

Методы, дающие наиболее достоверные результаты, требуют специальных дополнительных исследований на скважинах и дополнительных материальных затрат, поэтому на месторождениях Западной Сибири они не применяются и основным методом определения (Кн.о) является метод лабораторного заводнения на экстрагированных кернах, когда в лабораторных условиях моделируют процесс вытеснения нефти водой на образцах пород исследуемого объекта. Достоверность полученных результатов в этом способе зависит от того насколько условия соответствуют процессам протекающим в пласте. В то же время, ни один из известных методов определения остаточной нефтенасыщенности не может быть признан достаточно надежным, поэтому задача должна решаться с привлечением, по возможности, более широкого комплекса исследований.

В разделе приводятся результаты экспериментальных определений остаточной нефтенасыщенности на экстрагированных образцах пород пластов ЮК 10- 11.

Моделирование вытеснения нефти водой, для определения остаточной нефти (Кн.о), проводилось в соответствии с отраслевым стандартом ОСТ 39-195-86. В горизонтально расположенный кернодержатель вставлялись цилиндрические образцы керна диаметром около 2,9 см. При этом длина модели пласта в разных опытах изменялась от 15,8 до 32,7 см и соответствовала критериям, принятым в стандарте. Образцы в колонках располагались с уменьшением проницаемости по направлению фильтрации. Проницаемость каждого отдельного образца в колонке отличалась от среднего значения не более чем на 50%. Кернодержатель и фильтруемые флюиды обогревались в воздушном термостате. Температура всех опытов для модели пласта ЮК 10- 11 равнялась 95 .

В качестве модели нефти применялась смесь керосина и дегазированной нефти из пласта ЮК10-ЮК11. Вязкость, при температуре испытания, устанавливалась в пределах от 0,65 до 0,54 спз. Начальная нефтенасыщенность ( Кн.о ) создавалась методом центрифугирования в пределах от 52,6% до 87,45%, после чего образцы донасыщались моделью пластовой воды ( 15г/л NaCl ).В одном опыте создана нефтенасыщенность 100% для выяснения зависимости остаточной нефтенасыщенности от начальной нефтенасыщенности.

Процесс вытеснения нефти водой, в ходе опыта, контролировался по удельному электрическому сопротивлению как на участках, так и по всей модели пласта.

Остаточная нефтенасыщенность, после опыта, определялась весомым и ретортным методами. Последний метод, как показал опыт, значительно стабильнее и точнее чем весовой.

Поскольку проведенными ранее исследованиями установлено, что величина остаточной нефтенасыщенности при заводнении существенно зависит от скорости вытеснения (градиентов давления) в пласте, в процессе опытов моделировалось вытеснение нефти при скоростях продвижения фронта воды. Скорости устанавливались дискретно, в пределах 0,51- 0,9; 1,3- 2,4 и 3,3-9,7 м/сутки.

Экспериментальные исследования показывают, что между остаточной и начальной нефтенасыщенностью пород пластов ЮК10-11 существует тесная связь. Для опытов, в которых линейная скорость вытеснения нефти не превышала 0.51-0.9м/сут., что соответствует реальному процессу разработки, наблюдается рост остаточной нефтенасыщенности от 28-30% при Кн.=58-62% до 40-42% при Кн.=85-90%.

Используя полученную зависимость и определяя Кн. по ГИС (согласно ОСТу39-195-86) для любого пластопересечения и горизонте ЮК10-11, вычисляется величина Кно и определяется коэффициент вытеснения. При определении кондиционных параметров отдельных участков залежей средние значение коэффициента вытеснения определяются как средне взвешенные по мощности исследованных пластов:

Квыт.*hi

Квыт.= ______________

* hi
Если принять, что для основной массы пород пластов ЮК10-ЮК11 начальная нефтенасыщенность выше ВНК колеблется в пределах 80-87%, то диапазон применения коэффициента вытеснения составит 0.51-0.53

Изучение связей остаточной нефтенасыщенности с параметрами характеризующими фильтрационно-емкостные свойства пород (проницаемостью, пористостью, остаточной водонасыщеностью, и др.), показало, что между параметрами недостаточно тесные связи которые не могут быть использованы для практических расчетов.

Таким образом, по экспериментальным данным полученным на образцах пород продуктивных пластов ЮК10 и ЮК11, установлены зависимости для оценки остаточной нефтенасыщенности, которые используются для целей проектирования разработки и оценки коэффициентов нефтеизвлечения.