Влияние проницаемости на КИН. Влияние проницаемости на кин
 Скачать 117.5 Kb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФГБОУ ВО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений РЕФЕРАТ На тему: «Влияние проницаемости на КИН» Работу выполнил студент: Работу проверил: д.т.н., профессор Хавкин А.Я. Ижевск 2021 Содержание Введение…………………….…………………………………………………3 1. Факторы, влияющие на КИН. ……..........................................................4 2. Влияние проницаемости на КИН ……………………………………......5 3. Причины, снижающие проницаемости призабойной зоны пласта…….6 Заключение…..………………………………………………………………...11 Список литературы………………………………………………………….12 Введение Обоснование величины коэффициента извлечения нефти является одной из важнейших составляющих при разработке месторождения. Коэффициент извлечения нефти (КИН) является конечным критерием оценки качества проекта, объемов оставляемого в объекте продукта. Стандартные значения показателя КИН могут колебаться от 0,09 до 0,75, то есть от 9 до 75% эффективности. На величину этого показателя влияют многие факторы - это и физические характеристики, и химический состав извлекаемой сырой нефти, и проницаемости, глубина залегания, и степень обводнённости нефтеносных пластов, и даже выбранный способ разработки месторождения. Актуальной проблемой на сегодняшний день является извлечение запасов нефти или природного газа из залежей при существующих технологиях их разработки, а так же корректеый расчет количество продукта в пласте. КИН в самый первый раз считается в начале разработки. После того, как получен приток из разведуемой скважины, идет подготовка к ОПЗ. Значение КИН корректируется в процессе разработки месторождения каждый год, так как скважин становится больше. При расчёте показателя учитываются технологические ограничения и момент потери рентабельности (соответственно, технологический КИН и экономический КИН). Факторы, влияющие на КИН На сегодняшний день нефтеотдача различных месторождений составляет от 9-ти до 75-ти процентов, в среднем по миру – 30-35%. Величина этого коэффициента зависит от нескольких факторов: Геологофизические; Технологические; Экономические. Геологические и физические факторы, влияющие на величину КИН К основным геологофизическим факторам, напрямую влияющим на нефтеотдачу месторождения, относятся следующие: Проницаемость пород; Литологический состав коллектора; Неоднородность пласта; Нефтенасыщенная мощность; Вязкость нефти и воды. Технологические факторы Наибольшим образом на величину коэффициента извлечения нефти влияют применяемые методы разработки, которые можно разделить на три категории: Первичные – разработка месторождения, при которой выход нефти обеспечивается под естественным давлением; Вторичные – закачка воды или газа для поддержания давления с целью обеспечения вытеснения нефти и повышения нефтеотдачи; Третичные – к этим методам относятся все остальные, которые применяются для повышения нефтеотдачи после применения вторичных методов. 2. Влияние проницаемости на КИН Одним из важнейших показателей гидродинамических характеристик пласта является проницаемость, величина которой влияет на пропускную способность порового пространства и, как следствие, на продуктивность пласта. Также от проницаемости зависит пьезопроводность и гидропроводность пласта, которые обуславливают характер и равномерность вытеснения нефти из пласта. Исследователями доказано, что чем больше среднее значение коэффициента проницаемости пласта, тем больше конечная нефтеотдача. В современной и классической литературе изложено большое количество исследований на образцах пород различных месторождений, и установлено, что значения проницаемости по продуктивному разрезу меняются, при этом отсутствует закономерность распределения проницаемости при корреляции разрезов различных скважин. Но установлено, что при корреляции разрезов по литолого-фациальным, минералогическим и гранулометрическим характеристикам по разрезу существуют определенные закономерности, которые прослеживаются по всей площади нефтегазоносности залежи. Неоднородностью проницаемости по напластованию называется изменчивость усредненных значений проницаемости по слоям в зависимости от толщины пласта. Проницаемость пластов различных горизонтов при равных эффективных толщинах может отличаться более чем в 2 раза, что существенно может влиять на равномерность выработки запасов из пластов при одновременной их эксплуатации. В каждом слое пласта проницаемость также изменяется в очень широких пределах. Определенные закономерности седиментации в определенные периоды осадконакопления являются причиной формирования в геологическом разрезе как послойной неоднородности пласта по проницаемости, так и литолого-фациальной неоднородности. 3. Причины, снижающие проницаемости призабойной зоны пласта Призабойной зоной пласта называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую эксплуатацию и нарушающих первоначальное равновесие механическое и физико-химическое состояние пласта. Само бурение вносит изменения в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Снижение продуктивности скважины при бурении происходит также в результате проникновения бурового раствора или его фильтрата в призабойную зону пласта. При взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованой водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок, набухание глинистового цемента и закупоривание порового пространства, образование стойких эмульсий и снижение фазовой проницаемости для нефти. Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит и при эксплуатации скважин по различным причинам: - глушение скважин перед подземным ремонтом некондиционными растворами или водой с повышенным содержанием мех.примесей; - несоблюдение технологии проведения различных ГТМ; - несвоевременное и некачественное освоение скважин после проведения ГТМ ( кислотные обоаботки, обработки ПЗП оксидатом, щелевая разгрузка с кислотной обработкой и т.д.) - отложение смолопарафиновых соединений; - химическую и биологическую кольматацию; - закачку в пласт воды при заводнении с повышением допустимых норм по мех.примесям (30мг/л) и т.д. Степень восстановления проницаемости ПЗП (по данным промыслового исследования ) зависит от времени с момента остановки скважины до ее освоения. С увеличением этого времени полнота восстановления проницаемости снижается. Отсюда следует, что необходимо до минимума сокращать время с момента завершения работ по обработке ПЗП или других ГТМ, связанных с глушением скважины до освоения и ввода их в эксплуатацию. Высокое фильтрационное сопротивление в призабойной зоне скважины может быть обусловлено геологическими характеристиками нефтяного пласта, физическими свойствами добываемой жидкости (высоковязкие и высокопарафинистые нефти) или факторами, вызывающие частичную закупорку микроканалов в пористой среде и, соответственно, ухудшающие проницаемость призабойной зоны скважины в процессе различных технологических операций. К таким технологическим операциям можно отнести: - бурение скважины и цементирование обсадной колонны; - освоение и глушение скважин (с применением промывочных жидкостей ПЖ и жидкостей глушения ЖГС); - перфорация; - гидравлический разрыв пласта (ГРП); - ремонтно-изоляционные работы (РИР); - эксплуатация скважины и др. Во время вскрытия продуктивного пласта бурением происходит проникновение глинистых частиц из бурового раствора в приводящие фильтрационные каналы породы. Как правило, продуктивные пласты вскрываются при давлениях, значительно превышающие пластовое. Для предотвращения нефтегазопроявлений при бурении приходиться создавать гиростатическое давление столба жидкости (бурового раствора) значительно превышающее пластовое давление. Величина гидростатической репрессии зависит от плотности бурового раствора, высоты столба жидкости и пластового давления. Помимо гидростатического давления столба жидкости при бурении могут возникать гидродинамические репрессии на пласт, часто имеющие пульсирующий характер. Они возникают при спускоподъемных операциях, пульсирующей подачи жидкости, остановке насоса, образовании сальника в затрубном пространстве и на долоте. Установлено, что гидродинамический перепад давления повышается с глубиной спуска бурильной колонны, увеличением скорости спуска колонны, ростом числа спускоподъемных операций. Особенно высокие значения гидродинамических давлений возникают в процессе быстрого спуска бурильной колонны, и они могут достигать 4-10 МПа. Набухание глинистых частиц представляет собой достаточно сложное явление, возникающее при проникновении в пласт пресной воды или воды другой минерализации. Оно происходит в результате нарушения физико-химического равновесия между глиной, пластовой водой и водой, проникающей в пласт по какой либо причине. В определенных условиях при соприкосновении воды с нефтью и нефти с водой могут происходить флокуляция и оседания твердых частиц в призабойной зоне и постепенная закупорка порового пространства. Взвешенные вещества могут отлагаться в виде пленки на внутренней поверхности порового пространства. Такое явление наблюдается как во время вскрытия нефтяного пласта, так и в процессе освоения скважины с применением воды или глинистого раствора. Вследствие этого образуется корка, на стенках ствола скважины состоящая из твердых частиц бурового раствора с размерами большими, чем поры продуктивного пласта, и, следовательно, не проникающих в каналы пористой среды. Фильтрация воды из глинистого раствора в продуктивный пласт происходит, когда размеры поровых каналов породы намного меньше размеров твердых частиц, диспергированных в растворе. В процессах капитального и подземного ремонтов скважин в качестве жидкостей глушения (ЖГ) чаще всего применяются вода или глинистый раствор. Если нефтяной коллектор имеет низкую проницаемость, а также характеризуется содержанием глинистых фракции, то физический контакт жидкости глушения (ЖГ) с породой пласта приводит к образованию в призабойной зоне мелких песчинок и ила. При определенных условиях они закупоривают часть порового пространства породы. Тот же эффект может наблюдаться в процессе освоения скважины, когда в качестве промывочной жидкости используют воду или жидкость на водной основе. При ремонтно-изоляционных работах, когда технологическая схема подразумевает закачивания рабочих агентов в скважину и продавливание его в изолируемый интервал, возникает сложная гидродинамическая обстановка в призабойной зоне обрабатываемых скважинах обусловленная физическим контактом изоляционного материала (гелеобразующие составы) с геологической породой пласта. Если обработку производят в малодебитных добывающих скважинах с небольшим пластовым давлением и низкой проницаемостью нефтяного пласта отрицательный эффект усиливается. Слабая устойчивость коллекторских пород фильтрационному размыву во время эксплуатации скважины обуславливает разрушение скелета пласта и поступление частиц песка на забой скважины. Наиболее крупные частицы песка осаждаются на забое скважины, образуя при этом песчаную пробку. Образовавшаяся песчаная пробка частично или полностью перекрывает скважинный фильтр. Находясь над кровлей продуктивного горизонта, вследствие малого сечения ствола скважины она действует как забойный штуцер, создающий значительное сопротивление на пути восходящего потока жидкости. Если к тому же она частично или полностью перекрывает скважинный фильтр, то создаются еще большее дополнительное сопротивление, препятствующее движению фильтрационных потоков в слоях пласта, расположенных против песчаной пробки. Причем нижняя часть пласта оказывается под большим противодавлением, чем верхняя часть, что равносильно уменьшению величины созданной в скважине депрессии. Основываясь на теоретические и лабораторные исследования, и на промысловые данные было выявлено, что засорение фильтрационных каналов породы твердыми частицами глинистого раствора, частицами выбуренной породы, песком, илом и т.д., в процессе вышеперечисленных технологических операций снижают относительную проницаемость для нефти в 5-6 раз. При этом большое влияние оказывает глубина проникновения фильтрата бурового раствора. На рисунке 1 представлена зависимость влияние глинистого раствора на нефтепроницаемость кернов.  Рисунок 1 - Влияние глинистого раствора на проницаемость кернов. На рисунке 2 представлена зависимость снижение продуктивности скважины от глубины загрязнения призабойной зоны.  Рисунок - 2 Снижение продуктивности скважин от глубины загрязнения. Таким образом, если в пласте с проницаемостью κ = 0,020 мкм2 она уменьшилась до величины κ1 =0,001 мкм2 в радиусе R=25 см (соответственно R- rc =15 см), то продуктивность скважины снижается не только в 20 – 50 раз, но и больше и на значительно большем радиусе. Такие случаи отмечаются при освоении новых скважин, когда они могут быть пущены в эксплуатацию с промышленными дебитами только после обработок по ликвидации загрязнения. Заключение Кроме неоднородностей горных пород, существуют неоднородности физических свойств насыщающей горную породу жидкости. Исследования показывают, что в различных участках пласта жидкость обладает различной вязкостью, плотностью, отличается содержанием асфальтенов и смол, парафина и т.д., влияющих на аномальные свойства системы жидкость-пористая среда и самой жидкости. Поэтому в природных условиях из-за макронеоднородности, микронеоднородности и трещиноватости горных пород движение жидкости начинается не на всех участках и не во всех пропластках одновременно. Жидкость начинает двигаться в наиболее проницаемых пропластках и участках с наиболее крупными порами и трещинами, а затем при изменении давления и градиента давления и в менее проницаемых пропластках, вовлекая в движение неподвижную жидкость в мелких порах и трещинах. В неоднородных пластах малопроницаемые нефтенасыщенные участки и прослои могут оказаться не охваченными заводнением на 20-50% и более. Низкий процент извлечения нефти объясняется, прежде всего, малым охватом пласта заводнением. Список литературы 1. Амиян В.А., Амиян А.В. Повышение продуктивности скважин. - М.: Недра, 1986. 1. Крылов А.П. Основные принципы разработки нефтяных залежей с применением нагнетания рабочего агента в пласт. Тр. МНИ. М.: Гостоптехиздат. Вып.12. 1953. 2. Крылов А.П., Глоговский М.М. и др. Научные основы разработки нефтяных месторождений. М.: Гостоптехиздат. 1948. 3. А.В. Лысенков, Интенсификация разработки и повышение нефтеотдачи пластов, Электронный учебно-методический комплекс. 4. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности. Казань: изд-во «Фэн». 2005. |