Архив метки: месторождение

НЕРАВНОМЕРНОЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ОСТАТОЧНОЙ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

Добавить комментарий

КАК ФАКТОР НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Решая вопросы, связанные с подсчетом запасов нефти и неф­теотдачей пласта, необходимо знать количество и распреде­ление остаточной воды. Как показали исследования, коэффициент вытеснения нефти водой возрас­тает не только с ростом температуры и проницаемости по­ристой среды, но и с увеличением количества остаточной воды.

Под остаточной водой понимается суммарная влага: ад­сорбционная, или физически связанная, начальной капилляр­ности и углов пор.

Образование адсорбционной или связанной воды на по­верхности частиц породы обусловливается как химическими, так и физическими силами, которые по своей природе явля­ются электрическими. Вода углов пор может быть также названа капиллярно-разобщенной или капиллярно-неподвижным состоянием свободной пластовой воды.

В сцементированных и несцементированных горных поро­дах связывание жидкости с дисперсными частицами сказыва­ется в уменьшении живого сечения капилляров (пор), что приводит к уменьшению фильтрации флюидов через порис­тые среды.

Исследования ряда авторов показывают, что чем меньше в песчано-алевролитовых коллекторах веществ, подверженных гидратации, тем меньше содержится в них остаточной воды. Количество остаточной воды зависит еще от сортированности и окатанности кластического материала, слагающего породу, а также от размеров пор. Количество остаточной воды воз­растает с повышением плотности отложений и с увеличением содержания в них тонких пор.

Распределение воды в коллекторе определяется различием в кривых капиллярного давления для отдельных слоев пласта. Более макропористые и проницаемые прослои обладают меньшим давлением вытеснения, и для того, чтобы в них наступило равновесие капиллярного давления между различ­ными фазами флюидов, требуется меньшая водонасыщен-ность.

В литературе опубликован ряд работ о толщине тонких смачивающих слоев жидкости. Однако большинство этих ра­бот посвящено измерению толщины тонких слоев жидкости на плоской твердой поверхности.

Толщина слоя связанной воды зависит от гидрофильности минерального состава скелета, внешних условий, условий равновесия между силой, отнимающей воду, и силой, связы­вающей воду у твердой поверхности, от присутствия тех или иных катионов, степени концентрации электролитов в пла­стовой воде, а также от размера частиц.

Начальное распределение нефти, остаточной воды и газа в пористой среде пласта влияет на процессы движения нефти и вытеснения ее водой из пласта. В зависимости от количества, состава и состояния остаточных вод находится молекулярная природа поверхности пород коллекторов. Если остаточная вода в пласте в виде тонкой пленки покрывает поверхность поровых каналов, то поверхность твердой фазы остается гид­рофильной. Если же пленка воды отсутствует, то нефть непо­средственно соприкасается с твердой поверхностью и вслед­ствие адсорбции поверхностно-активных веществ поверх­ность нефтяного коллектора становится в значительной мере гидрофобной.

По вопросу о виде остаточной воды, находящейся в порис­той среде и других дисперсных телах, различные исследова­тели высказывают неодинаковое мнение. Однако большинст­во из них приходят к выводу о существовании:

капиллярно связанной воды в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы;

адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными си­лами у поверхности твердого тела и прочно связанной с час­тицами пористой среды (свойства адсорбционной воды зна­чительно отличаются от свойств свободной);

пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки по­верхности твердой фазы;

свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной структуре (ограничивается менисками на по­верхности раздела вода — нефть, вода — газ).

Исследования ряда авторов показывают, что чем меньше в песчано-алевролитовых коллекторах веществ, подверженных гидратации, тем меньше содержится в них остаточной воды. Количество остаточной воды зависит еще от сортированности и окатанности кластического материала, слагающего породу, а также от крупности пор. Количество остаточной воды воз­растает с повышением плотности отложений и с увеличением содержания в них тонких пор.

По своему химическому составу остаточная вода может сильно отличаться от контурной воды и от воды, добываемой вместе с нефтью и газом. Исследования показывают [226 и др.], что остаточная вода значительно солонее, чем морская (в 3 — 10 раз). Нормальная морская вода в среднем содержит 3,5 % (по массе) NaCl при общей минерализации, достигаю­щей 35 000 мг/л. Содержание солей в пластовых водах неф­тяных месторождений колеблется в пределах от 10 000 до 200 000 мг/ л.

0,001

НЕРАВНОМЕРНОЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ОСТАТОЧНОЙ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ10        10        30        40        50         60 Доля остаточной воды, % к объему пор

Рис. 1.4. Зависимость содержания остаточной воды от проницаемости для различных нефтегазоносных песчано-алевролитовых пород (по А.А. Ханину [226]):

1 — алевролиты глинистые абазинской свиты Ахтырско-Бугундырского неф­тяного месторождения; 2 — алевролиты хадумского горизонта Северо-Ставропольского газового месторождения; 3 — песчаники мелкозернистые угерской свиты газовых месторождений Угерское и Бильче-Волица; 4 — мо­дели, составленные из песчано-алевролитового материала кварцевого соста­ва; 5 — алевролиты глинистые картамышской свиты Шебелинского газового месторождения; 6 — песчаники мелкозернистые меловых отложений Газлин-ского газового месторождения (средние данные для горизонтов); 7 — песча­ники мелкозернистые газоконденсатного месторождения Русский Хутор; 8 — песчаники мелкозернистые Усть-Балыкского и Мегионского нефтяных месторождений; 9 — песчаники мелкозернистые мотской свиты Марковско­го газоконденсатного месторождения; 10 — песчаники средне-, мелкозерни­стые газовых месторождений Байрам-Али и Майского; 11 — рифовые перм­ские газоносные известняки ишимбайского типа Башкирского Приуралья

Повышенную минерализацию остаточной воды объясняют испарением молекул воды, а также воздействием геохимиче­ского градиента. Остаточная вода харак­теризуется повышенным содержанием хлора. Однако отме­чаются и отклонения от этих закономерностей для некоторых месторождений.

По данным Ю.С. Мельниковой, изучавшей нефтяные де­вонские песчаники в разрезе скв. 1529 Туймазинского место­рождения, пробуренной на безводной нефти, содержание хлоридов в остаточной воде колеблется от 12,5 до 26,2 %, со­ставляя в среднем 18,5 %. В 1956 г. Ю.С. Мельникова с со­трудниками изучали концентрацию хлоридов в воде по дан­ным анализа более 400 образцов керна, отобранных из сква­жин различных месторождений Башкирии, которые были пробурены на водном глинистом растворе. В результате ока­залось, что в алевролитах с низким значением пористости (от 5 до 10 %) и проницаемости (меньше 0,001 мкм2) при водосо-держании до 90 % концентрация хлоридов составляла 14 — 18,6 % (в пересчете на хлористый натрий). При этом содер­жание хлоридов в законтурных водах нефтяных пластов ДI и Дп равно 22-24 % .

Выяснилось, что в Туймазах концентрация хлоридов в ос­таточной воде ниже, чем в законтурной, тогда как в боль­шинстве случаев соотношение обратное. Этот факт в работах А.А. Ханина объясняется особенностями осадкообразования отложений пластов ДI и Дп в условиях дельты с пониженной соленостью вод. В результате проведенных исследований дру­гих авторов отмечается влияние раннего и позднего диагене­за на формирование химического состава остаточной воды.

Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений, особенно применение физических и физико-химических ме­тодов воздействия на пласт, свидетельствует о том, что в про­цессах извлечения нефти и газа остаточная вода играет большую роль. По степени гидродинамической подвижности применительно к процессам вытеснения нефти водой ее можно классифицировать на фазово-подвижную, влияющую на показатели разработки в начальный период эксплуатации скважин, и фазово-неподвижную, перемещающуюся лишь благодаря смешению с водой, вытесняющей нефть.

В том случае, когда пласт содержит включения менее про­ницаемой породы, не контактирующей с ВНК, распределение остаточной воды в них не описывается единой кривой зави­симости капиллярного давления pк от насыщенности σво; ка­ждому включению соответствует своя кривая pк(σво) с началом координат в подошве локальной области. В связи с этим в зоне контакта со стороны менее проницаемой породы на­чальная водонасыщенность намного превышает значение, со­ответствующее высоте ее залегания над ВНК по кривой pк(σво) для однородного пласта данных физико-химических свойств.

В реальных условиях неоднородных нефтяных коллекто­ров остаточная вода не образует единого сплошного вала на фронте вытеснения. Чаще всего она поступает на забои скважин, имея различную степень разбавления закачиваемой водой. Лишь при больших скоростях вытеснения, когда про­исходит прорыв воды по отдельным пропласткам, или при очень устойчивом фронте вытеснения остаточная вода может образовывать скопления в виде вала перед закачиваемой во­дой.

При перемещении на фронте вытеснения остаточная вода может перетекать из более проницаемого слоя в менее про­ницаемый. Интенсивность перетоков зависит от соотношения капиллярных и гидродинамических сил.

Если в новый год на вашем листочке желания было написано Куплю квартиру в Орске ищите варианты у нас!

Желаете купить машину с пробегом в шахтах — подыщите себе достойного железного коня


СЛОИСТАЯ ПРОНИЦАЕМОСТНАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ ПЛАСТА

Добавить комментарий

По данным исследования образцов керна, отобранных при бурении множества скважин различных месторождений, ус­тановлено, что проницаемость пород по разрезу продуктив­ного пласта изменяется. При этом, если попытаться скорре-лировать значения проницаемости по разрезу различных скважин [106], то можно выявить, что отсутствует какая-либо закономерность в изменении проницаемости. Однако уста­новлено, что в изменениях литолого-фациального, минерало­гического и гранулометрического состава по разрезу пласта существуют определенные закономерности, которые хорошо прослеживаются в пределах всей площади залежи. По анало­гии многие авторы приходят к заключению о существовании определенных закономерностей в изменении проницаемости по разрезу пласта, если изучать изменение определенных значений проницаемости по слоям при постепенном переходе от подошвы к кровле. Только при таком подходе можно гово­рить о послойной неоднородности пласта по проницаемости в пределах границ залежи или площади нефтеносности.

Под послойной неоднородностью пласта по проницаемости следует понимать изменение усредненных по слоям значений проницаемости в зависимости от толщины пласта.

Определяя значения проницаемости по слоям с элемен­тарной толщиной ∆h и устремляя ∆h к нулю, получим некото­рую функцию, характеризующую изменение проницаемости в зависимости от толщины пласта. Таким образом, неодно­родность пласта по проницаемости может быть задана в виде некоторой функции k(h), где h — координата толщины пла­ста. Характер изменения функции k(h) может быть получен по данным исследования кернов на проницаемость. При этом необходимо иметь достаточное количество образцов, подня­тых из скважины во время вскрытия пласта. Также необхо­димо, чтобы керн отбирался из скважин, размещенных более или менее равномерно по площади залежи.

Косвенное представление о послойной проницаемостной неоднородности пласта можно получить по результатам гео-

физических исследований проницаемости, а также по дан­ным исследования скважин глубинными дебитомерами.

По некоторым девонским залежам Башкирии в период их разбуривания было отобрано и исследовано большое число образцов. По этим данным К.Я. Коробовым были построены кривые, характеризующие послойную неоднородность гори­зонта ДI Серафимовского месторождения и горизонтов Дп Туймазинского и Константиновского месторождений (см. рис. 1.3).

Как видно из графиков рис. 1.3, проницаемость песчани­ков горизонта Дп Туймазинского месторождения закономер­но увеличивается от кровли к подошвенной части пласта с последующим уменьшением в самой подошве. Проницае­мость песчаников горизонта ДI Серафимовского месторожде­ния закономерно увеличивается от кровли к средней части пласта с последующим закономерным уменьшением к по­дошве пласта. Проницаемость песчаников горизонта Дп Кон­стантиновского месторождения мало меняется при переходе от одного слоя к другому. Только в кровельной части пласта месторождения проницаемость несколько уменьшается, а имеющийся разброс значений проницаемости по слоям явля­ется скорее следствием слоистой неоднородности.

Расчеты показали, что степень неоднородности пес­чаников горизонта Дп Туймазинского месторождения, где средние проницаемости изменяются в 2,5 раза, и песчаников горизонта ДI Серафимовского месторождения, где средние проницаемости слоев изменяются в 2 раза, примерно одина­кова. Однако характер слоистой неоднородности указанных песчаников, как это видно из рис. 1.3, различен.

В каждом слое пласта проницаемость также изменяется в очень широких пределах..  Однако вдоль любой линии тока, находящейся в слое, значения проницаемости будут подвержены флуктуациям относительно среднего значения. За счет этих флуктуаций среднее значение проницаемости вдоль любой линии тока окажется близким к среднему зна­чению проницаемости слоя. Это не исключает возможности существования локальных высокопроницаемых пропластков, которые будут оказывать влияние на процесс обводнения скважин и залежи. Но это влияние также будет носить ло­кальный характер, влияющий незначительно на общие зако­номерности процесса обводнения.

Послойная неоднородность пласта по проницаемости, как и литолого-фациальная неоднородность, есть следствие зако­номерности процессов седиментации, которые происходили в соответствующие геологические эпохи.

У вас есть разносторонние вакансии? Тогда поспешите дать работу людям подать объявление о работе балашиха разместите свое объявление у нас

Решили сменить место проживания и продать свою квартиру ? Разместите свое объявление у нас продаю квартиру в стерлитамаке

Коты тоже нуждаются в продолжении рода. вязка котов объявления Давайте поможем им


РАСПРОСТРАНЕННОСТЬ И ХАРАКТЕРИСТИКА ММП

Добавить комментарий

Многолетняя мерзлота распространена в России на территории Ир­кутской, Магаданской, Читинской, Омской, Новосибирской, Тюменской, Томской, Свердловской областей, Хабаровского и Красноярского краев, Коми, Якутии и Бурятии. Она занимает площадь 10 млн км2, т.е. более 50 % всей территории страны.

Значительная территория Аляски (США) и часть территории Канады также характеризуются наличием ММП.

До недавнего времени считалось, что максимальная глубина распро­странения ММП составляет 600 — 700 м. Однако бурение и исследования Мархинской скважины в северо-западной части Якутии позволили устано­вить распространение ММП до глубины 1400 м с температурой в интервале 250-1400 ì äî ìèíóñ 3 °Ñ.

В районах распространения ММП находятся богатые залежи углево­дородов — нефти и газа. Крупнейшие из них: газовые месторождения Медвежье и Уренгой на территории Таймырского полуострова (Россия) и нефтяное месторождение Прадхо-Бей на территории Аляски (США).

Многие месторождения в настоящее время успешно эксплуатируются в России: Возейское, Медвежье, Уренгойское, Русское, Холмогорское, Варьеганское и др.; в США: Барроу, Симпсон, Топагорук, Коалак, Мид, Фишкрик, Сумалик, Прадхо-Бей, Сквеар-Лейк, Кенай и др.

Как в России, так и на Аляске и на территории Канады отмечают три категории распространения ММП: сплошное, прерывистое, островное.

В настоящее время геолого-геотермические условия залегания ММП изучены недостаточно. Отсутствуют конкретные рекомендации по оценке такой важнейшей из характеристик, как льдистость, мало данных о тепло-физических свойствах мерзлых пород. Поэтому приведем по некоторым месторождениям лишь краткую литолого-стратиграфическую характери­стику разреза ММП, общие сведения о строении и естественной темпера­туре мерзлотной толщи.

Возейское нефтяное месторождение расположено за полярным кру­гом, где мерзлота развита повсеместно. Мощность мерзлотной толщи оце­нивается в 100 — 400 м и представлена отложениями третичного и четвер­тичного возраста. Мерзлота относится к эпигенетическому типу. Третич­ные образования представлены плотными глинистыми алевролитами, гли­нами, суглинками, в верхней части — песками. Четвертичные — осадками озерно-аллювиального, ледниково-морского происхождения, по преимуще­ству песчано-гравийного состава с прослоями глин, суглинков и валунов. В южной части месторождения мерзлота — реликтовая. Естественная темпе­ратура пород ниже минус 1 °С.

На Медвежьем и Уренгойском газовых месторождениях промерзанием охвачены супесчано-глинистые и песчано-глинистые отложения четвертич­ного и палеогенового возраста. На Медвежьем месторождении глубина нижней границы ММП изменяется от 250 до 400 м, на Уренгойском — от 282 до 537 м. Температура мерзлых пород минус 2 — минус 3 °С.

На Русском нефтяном месторождении слой ММП является монолит­ным на водораздельных участках и имеет островной характер на поймах рек. Промерзанием охвачены песчано-глинистые отложения палеоцена, эоцена, четвертичные. Максимальная мощность ММП 350 — 500 м, темпера­тура на глубине слоя годовых колебаний минус 3 °С.

На Холмогорском нефтяном месторождении промерзанием охвачены следующие литолого-стратиграфические разности: водонасыщенные песча­ные и глинистые пласты олигоценовых и эоценовых отложений на глуби­нах до 500 м. ММП имеют реликтовое происхождение и характеризуются двухслойным строением. Верхний слой — от поверхности до глубины 30 —50 м — мерзлые породы, затем — вплоть до глубины 100—150 м — за­легают талые породы. Подошва второго мерзлотного слоя отмечается на глубине около 500 м. Температура мерзлых пород, по-видимому, близка к 0 °Ñ.

В разрезе Варьеганского нефтяного месторождения ММП представле­ны реликтовой частью на глубинах от 100 до 350 м. Промерзанием охваче­ны отложения четвертичного и эоцен-олигоценового возраста, представ­ляющие собой неравномерное чередование песчаных и глинистых пород с различными включениями. Естественная температура мерзлых пород ко­леблется от 0 до минус 2,5 °С.

Толща ММП месторождения Прадхо-Бей (США) составлена из не­больших по мощности современных отложений с включениями сплошного льда, хорошо отсортированным гравием с пропластками илистого песка (до глубины примерно 170 м), глинистым илом (до глубины 190 м), илистым песком (до глубины 250 м), илистой глиной (до глубины 290 м), переслаи­вающимися илистыми песками с илистыми глинами (до глубины 350 м) и песками, перемежающимися с небольшими прослоями глины (до глубины

РАСПРОСТРАНЕННОСТЬ И ХАРАКТЕРИСТИКА ММП

Рис. 8.13. Текстура многолетнемерзлых пород:

а — массивная; б — слоистая; в — сетчатая; 1 — минеральный материал породы; 2 — лед

600 м). Температура мерзлоты достигает минус 8 °С. Нефтегазовая залежь связана с отложениями пермо-триаса на глубине 2430 — 2600 м.

В мерзлых породах различают три вида криогенной текстуры: массив­ную (рис. 8.13), в которой кристаллы льда заполняют поровое пространст­во, слоистую, когда лед в виде ориентированных в одном направлении линз и прослоек участвует в формировании мерзлой породы, и сетчатую, когда линзы и жилы льда ориентированы беспорядочно.

В составе мерзлой породы может находиться незамерзающая поровая вода с различной степенью минерализации. Количество этой воды зависит от температуры и вещественного состава. Считают, что тонкодисперсные мерзлые глины могут содержать незамерзшую воду даже при температуре минус 100 °Ñ.

Одной из основных характеристик ММП, от которой зависит степень осложненности условий при сооружении скважин, является их льдистость.

В связи с недостаточной изученностью кернового материала конкрет­ной информации о льдистости ММП по различным месторождениям очень мало. Тем не менее для различных оценок степени осложненности ствола скважины под тепловым воздействием промывочного агента необходимо располагать хотя бы общими сведениями о льдистости ММП.

Известно, что для Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции объемная льдистость ММП в интервале залегания 0 — 50 м
составляет в среднем 40 — 45 %. В Тюменской области льдистость ММП в интервале 0 — 30 ì ñîñòàâëÿåò 40 — 60 %.

Льдистость суглинков и супесей изменяется в пределах от 30 до 60 %, а ïåñêîâ — îò 10 äî 30 %.

С глубиной льдистость, как правило, уменьшается. Льдистость синге­нетических отложений обычно выше, чем эпигенетических.

Льдистость в верхней части разреза ММП, проходимого скважинами в Тюменской области, часто превосходит 50 %; наибольшая объемная льди­стость (более 60 %) соответствует глубине 30 — 50 м.

Газовые месторождения Тюменского Заполярья по своему литологиче-скому разрезу отличаются наличием мощных толщ ММП. Многолетняя мерзлота распространяется на олигоценовые и эоценовые отложения, а в крайней северной части месторождения Медвежье — и на верхнюю часть палеоцена. В составе мерзлой толщи преобладает лед, мощность которого достигает половины мощности ММП.

                                                 Параметры разработки?

Добавить комментарий

Параметры системы разработки устанавливаются в проектном документе (проект разработки) месторождения в нем указывается

— выделение эксплуатационных объектов;

—         порядок ввода объектов в разработку;

—         системы размещения и плотности сеток добывающих и нагнетательных скважин;

—         способы и режимы эксплуатации скважин;

—         уровни, темпы и динамика добычи нефти и газа жидкости из пластов, закачка вытесняющих агентов;

—         вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением;

—         вопросы связанные с особенностями применения физико-химических, тепловых и других методов повышения нефтеизвлечения из пластов  (стр. 23 (Правила  разработки нефтяных и газонефтяных месторождений).

— ввод залежи и месторождений в разработку?

Добавить комментарий

Под промышленной разработкой нефтяного нефтегазового месторождения понимается  технологический процесс извлечения из недр нефти, газа и сопутствующих ценных компонентов.

Ввод  нефтяных месторождений (залежей) допускается, если:

а) осуществлена пробная эксплуатационная разведочных скважин;

б) ГКЗ России утверждены запасы;

в) оформлен и утвержден акт о передачи месторождения для промышленного освоения;

г) утверждены технологические проектные документы;

д) оформлены горные и земляные отводы;

е) издан приказ МИНТОП энергетики России.