Главная страница

Продуктивностью


Скачать 1.98 Mb.
НазваниеПродуктивностью
Дата24.05.2022
Размер1.98 Mb.
Формат файлаpptx
Имя файла01_UP_FAKTORY.pptx
ТипДокументы
#547925
страница2 из 5
1   2   3   4   5

Месторождения углеводородов в основном многопластовые, единый эксплуатационный объект содержит несколько пластов и пропластков, скоррелированных по площади, поэтому геологическую неоднородность изучают по разрезу и по площади.

Такой подход позволяет
  • характеризовать изменчивость величин параметров по объему, влияющих на распределение запасов нефти и газа в недрах и их выработку,
  • связать эту изменчивость с условиями осадконакопления и последующими геологическими процессами.

В зависимости от целей и задач исследования, стадии изученности месторождения при определении геологической неоднородности пластов широко применяются различные методы, которые с определенной долей условности можно объединить в три группы:

а) геолого-геофизические,

б) лабораторно-экспериментальные,

в) промыслово-гидродинамические.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Геолого-геофизические методы изучения геологической неоднородности пластов это весь комплекс исследований по обработке фактического материала, полученного в процессе бурения скважин, включая
  • обработку данных анализа керна,
  • результаты интерпретации промыслово-геофизических исследований скважин.

  • С помощью этих методов производится
  • детальное изучение разреза залежи,
  • расчленение разреза залежи,
  • корреляция разрезов скважин с учетом литолого-петрографической характеристики,
  • то же с учетом палеонтологической характеристики,
  • и промыслово-геофизической характеристик пород.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Конечным результатом геолого-геофизических методов являются
  • геологические профили и литологические карты, отображающие особенности строения продуктивных пластов по разрезу и по площади,


  • выявленные зависимости между отдельными параметрами пластов.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Детальное представление о физических свойствах пород получают при исследовании керна лабораторными методами.

При лабораторных исследованиях определяют
  • пористость,
  • проницаемость,
  • гранулометрический состав,
  • карбонатность,
  • водонасыщенность.

  • Однако, прежде чем распространять значения параметров пласта на весь объем залежи или на некоторую его часть, необходимо провести тщательную привязку исследованных образцов керна для выделения в продуктивном разрезе прослоев коллекторов и неколлекторов.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Промыслово-гидродинамические методы – это методы, позволяющие получить данные, характеризующие гидродинамические свойства пластов.

Гидродинамические исследования направлены на изучение
  • коллекторских свойств пласта,
  • гидродинамической характеристики пласта,
  • физических свойств насыщающей коллектор жидкости.

  • Гидродинамическими исследованиями определяют коэффициенты
  • гидропроводности,
  • пьезопроводности,
  • проницаемости,
  • продуктивности,
  • приемистости.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Эти методы позволяют также
  • оценивать степень однородности пласта,
  • выявлять литологические экраны,
  • устанавливать взаимосвязь пластов по разрезу и скважин по площади,
  • оценивать нефтенасыщенность пород.

  • Неоднородность пластов можно оценивать с помощью показателей, характеризующих особенности геологического строения залежей.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Неоднородность пластов можно оценивать с помощью показателей, характеризующих особенности геологического строения залежей.

К таким показателям относятся, в первую очередь, коэффициенты расчлененности и песчанистости.

Коэффициент расчлененности Кр определяется для залежи в целом и вычисляется путем деления суммы песчаных прослоев по всем скважинам к общему числу скважин, вскрывших коллектор:

,

где

n1, n2 , ..., nm – число прослоев коллектора в каждой скважине;

N – общее число скважин, вскрывших коллектор.

(6)
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Коэффициент песчанистости Кп представляет собой отношение эффективной толщины hэф к общей толщине пласта hобщ, прослеживаемой в разрезе данной скважины:

(7)

Для пласта в целом коэффициент песчанистости равен отношению суммарной эффективной толщины пласта во всех скважинах к общей суммарной толщине пласта в этих скважинах.





Для нефтяных залежей Пермского Прикамья коэффициенты расчлененности и песчанистости изменяются в пределах от 1,38 до 14,8 и от 0,18 до 0,87 соответственно. (На практике узнать эти величины для Ванкорского месторождения)
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

1.4. Состав и свойства пластовых флюидов

К пластовым флюидам, насыщающим продуктивные пласты, относят нефть, газ и воду.

Нефть - сложная смесь органических соединений, преимущественно углеводородов и их производных.

Физико-химические свойства нефтей различных месторождений и даже различных пластов одного месторождения отличаются большим разнообразием.

По консистенции различают нефти
  • легкоподвижные,
  • высоковязкие (почти не текучие) или застывающие при нормальных условиях.

  • Цвет нефтей меняется от зеленовато-бурого до черного.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Выделяют
  • элементный,
  • фракционный,
  • групповой составы нефти.

  • Элементный состав. Основными элементами нефти являются углерод и водород. В среднем в состав нефти входит
  • 86 % углерода и
  • 13 % водорода.

  • Других элементов (кислород, азот, сера и т.д.) в нефти незначительное количество. Однако они могут существенно влиять на физико-химические свойства нефти.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Групповой состав. Под групповым составом нефти понимают количественное соотношение в ней отдельных групп углеводородов.

1. П а р а ф и н о в ы е у г л е в о д о р о д ы (алканы) – насыщенные (предельные) углеводороды с общей формулой CnH2n+2.

Содержание в нефти – 30–70 %.

Различают алканы нормального (н-алканы) и изостроения (изоалканы). В нефти присутствуют
  • газообразные алканы С2–С4 (в виде растворенного газа),
  • жидкие алканы С5–С16 (основная масса жидких фракций нефти),
  • твердые алканы С17–С53, которые входят в тяжелые нефтяные фракции и известны как парафины и церезины.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

2. Н а ф т е н о в ы е у г л е в о д о р о д ы (циклоалканы) – насыщенные алициклические углеводороды с общей формулой CnH2n, CnH2n–2 (бициклические) или CnH2n–4 (трициклические). В нефти присутствуют в основном пяти - и шестичленные нафтены. Содержание в нефти – 25–75 %. Содержание нафтенов растет по мере увеличения молекулярной массы нефти.

3. А р о м а т и ч е с к и е у г л е в о д о р о д ы – соединения, в молекулах которых присутствуют циклические полисопряженные системы.

К ним относятся бензол и его гомологи, толуол, фенантрен и др. Содержание в нефти – 10–15 %.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Г е т е р о а т о м н ы е с о е д и н е н и я – углеводороды, в состав молекул которых входят кислород, азот, сера, металлы. К ним относят:
  • смолы,
  • асфальтены,
  • меркаптаны,
  • сульфиды,
  • дисульфиды,
  • тиофены,
  • порфирины,
  • фенолы,
  • нафтеновые кислоты.

  • Подавляющая часть гетероатомных соединений содержится в наиболее высокомолекулярных фракциях нефти, которые обычно называют асфальтено-смолистыми веществами. Содержание в нефти – до 15 %.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Фракционный состав нефти отражает содержание соединений, выкипающих в различных интервалах температур.

Нефти выкипают в очень широком интервале температур –28–550 °С и выше. При нагреве от
  • 40–180 °С выкипает авиационный бензин;
  • 40–205 °С – автомобильный бензин;
  • 200–300 °С – керосин;
  • 270–350 °С – лигроин.

  • При более высоких температурах выкипают масляные фракции.

    По содержанию светлых фракций, выкипающих до 350 °С, нефти подразделяют на нефти
  • типа Т1 (более 45 %),
  • типа Т2 (30–44,9 %),
  • типа Т3 (менее 30 %).
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Плотность пластовой нефти зависит от
  • ее состава,
  • давления,
  • температуры,
  • количества растворенного в ней газа (рис. 1.4).
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций.

Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на ее плотность.

С повышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее углеводородными газами.

Наибольшей растворимостью в нефти обладают углекислый газ и углеводородные газы, меньшей растворимостью – азот.

При снижении давления из нефти выделяются сначала азот, затем углеводородные газы (сначала сухие, затем жирные) и углекислый газ.

Обычно плотность нефтей колеблется от 760 – 960 кг/м3.


  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Давление, при котором газ начинает выделяться из нефти, называется давлением насыщения (Рнас).

Давление насыщения зависит от
  • соотношения объемов нефти и растворенного газа в залежи,
  • от их состава,
  • пластовой температуры.

  • В природных условиях давление насыщения может быть равно пластовому давлению или быть меньше его:
  • в первом случае нефть полностью насыщена газом,
  • во втором – недонасыщена.



  • Разница между давлением насыщения и пластовым может колебаться от десятых долей до десятков мегапаскалей.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Пробы нефти, отобранные с разных участков залежи, могут характеризоваться разным давлением насыщения. Это связано
  • с изменением свойств нефти и газа в пределах площади,
  • с влиянием на характер выделения газа из нефти свойств породы,
  • с влиянием количества и свойств связанной воды и других факторов.



  • Растворенный в пластовой нефти азот увеличивает давление насыщения.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Вязкость – способность жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних слоев вещества относительно других. Динамическая вязкость определяется через закон Ньютона:

(8)

где

А – площадь контакта перемещающихся слоев жидкости (газа), м2;

F – сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения dv между слоями H;

dy – расстояние между движущимися слоями жидкости (газа), м;

 - коэффициент динамической вязкости (коэффициент пропорциональности), Па∙с.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости нефти сепарированной, вследствие
  • большого количества растворенного газа,
  • повышенного давления и
  • зависимости от температуры (рис.1.5, 1.6).

  • Вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен мПа∙с до десятых долей мПа∙с.

    В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Кроме динамической вязкости для расчетов используют кинематическую вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учетом силы тяжести:

(9)

Где

 - коэффициент кинематической вязкости, м2/с;  - плотность нефти, кг/м3.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объем под действием внешнего давления.

Уменьшение объема характеризуется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) :

(10)

где

V – объем, занимаемый нефтью при давлении Р, м3;

 V – изменение объема нефти при изменении давления на величину Р, м3.

Коэффициент сжимаемости зависит от:
  • давления,
  • температуры,
  • состава нефти,
  • количества растворенного газа.
  • 1   2   3   4   5


написать администратору сайта