25012 (654580), страница 3
Текст из файла (страница 3)
При подсчете запасов нефти на ряде крупнейших месторождений Татарии и Башкирии до недавнего времени выделялась так называемая переходная зона. При опробовании переходной зоны на Ромашкинском месторождении во многих скважинах получены притоки чистой нефти или нефти с водой.
Существуют совершенно различные представления о так называемой переходной зоне. Одни исследователи к переходной зоне относят значительную часть нефтяной залежи только на том основании, что содержание воды в залежи несколько увеличивается по сравнению с номинальным содержанием связанной воды.
Так, Н.Н. Сохранов отмечает, что переходная зона может иметь мощность 8-10 м, а водо-нефтяной контакт залегает на расстоянии 1,5 м от зеркала воды. Если учесть, что многие крупные платформенные залежи имеют в среднем мощность пласта всего 7-8 м, то в таком представлении почти всю залежь надо относить к переходной зоне.
В.П. Савченко предлагает выделять две переходные зоны: за верхнюю границу первой переходной зоны он предлагает принимать 75% -ную нефтенасыщенность, а кровлю второй переходной зоны проводить по 25% -ной нефтенасыщенности. Следовательно, если в залежи связанной воды будет 30%, то всю залежь надо относить к переходной зоне. Однако если нефтенасыщенность пласта составляет 15-25%, то при опробовании этой части залежи можно получить только чистую воду. Поскольку эти предложения не дают точного представления о нижней границе и объеме самой залежи и, следовательно, не обеспечивают точности подсчета запасов нефти, они не могут быть приняты.
Имеющийся керновый материал дает ясное представление о нижней границе залежи и позволяет однозначно решить вопрос о так называемой переходной зоне.
Несомненно, что понятие «переходная зона» возникло в результате трудностей интерпретации данных геофизических исследований скважин и отсутствия кернов, характеризующих зоны водо-нефтяного контакта.
Проведенные во ВНИИ исследования показали, что большое влияние на четкость отбивки водо-нефтяного контакта имеют геологические условия. В мощных песчаных пластах положение ВНК определяется достаточно точно по резкому снижению кажущихся сопротивлений.
Однако существует большое число скважин, на каротажных диаграммах которых ввиду плавного уменьшения кажущихся сопротивлений невозможно точно установить положение ВНК. В этих случаях нечетная отбивка ВНК вызвана особенностями строения нефтяного горизонта, выражающимися в частом чередовании песчаных, алевритовых и аргиллитовых образований, обусловивших постепенный спад сопротивлений в зоне ВНК.
На характер изменения кажущихся сопротивлений в зоне ВНК оказывает влияние не только нефтегазонасыщенность пласта, но и физические свойства коллекторов, сопротивление вмещающих пород, неравномерное проникновение фильтрата глинистого раствора в пласт и др.
Приведенные примеры показывают, что расчлененность пласта и большое количество алевритовых и аргиллитовых прослоев не способствуют четкому определению ВНК по геофизическим данным и что точная интерпретация геофизических материалов должна основываться на данных отбора керна.
Различные результаты испытания скважин в переходной зоне свидетельствуют о том, что интерпретация физической сущности переходной зоны, основанная только на данных промысловой геофизики, субъективна и несовершенна; поэтому в одних случаях к переходной зоне относят часть нефтяной залежи, а в других к той же зоне относят водоносную часть пласта.
В действительности же под понятием ВНК следует подразумевать поверхность раздела между нефтеносными и водоносными породами, ограничивающую нефтяную залежь снизу. Выше этой поверхности при опробовании можно получить чистую нефть или нефть с водой, ниже - только воду.
Для анализа разработки крупных нефтяных залежей большое значение имеет определение текущего положения водо-нефтяного контакта. Для этого необходимо в пределах водоплавающей части крупных залежей иметь специальные неперфорированные скважины, в которых должны вестись радиометрические исследования за подъемом водо-нефтяного контакта в процессе разработки залежей.
Точность определения коэффициента нефтеотдачи пласта по геолого-промысловым данным в значительной степени зависит от знания объема пор, насыщенных нефтью. Между тем до последнего времени даже по крупнейшим нефтяным залежам страны нет ни одного достоверного определения коэффициента нефтенасыщенности по кернам, отобранным на безводных растворах. Такое положение в значительной степени отражается на точности подсчета первоначальных запасов нефти и на величинах коэффициентов нефтеотдачи пластов, определяемых по геолого-промысловым данным.
Отсутствие каких бы то ни было данных о величине истинного коэффициента нефтенасыщенности пород обусловило широкое внедрение в промысловую практику геофизических методов определения нефтенасыщенности коллекторов. Так, в Башкирии, Татарин, Куйбышевской области и других нефтяных районах внедрение этих методов дало хорошие показатели.
Для совершенствования методики определения нефтенасыщенности пластов и их практического внедрения в практику нефтепромыслового дела во ВНИИ при подсчете запасов нефти по Шкаповскому месторождению, Миннибаевской., Абдрахмановской и Павловской площадям были составлены карты нефтенасыщенности по отдельным пластам и горизонту Д в целом, которые доказывают возможность широкого использования данных Геофизических методов.
По картам нефтенасыщенности пластов были выявлены зоны с различной нефтенасыщенностью. Так, например, по Миннибаевской площади минимальный предел нефтенасыщенности пород составляет 58%, максимальный - 94%, средний по всему пласту - 87%; по Абдрахмановской площади минимальная величина нефтенасыщенности достигает 62%, максимальная - 94%, средняя-85%; по Павловской площади минимальная величина нефтенасыщенности равна 66%, максимальная - 93%, средняя - 82%; по Шкаповскому месторождению получены следующие данные: по пласту Д (верхняя пачка) минимальный коэффициент нефтенасыщенности (в долях единицы) равен 0,60, максимальный - 0,92. средний - 0,84; по пласту Д минимальный коэффициент нефтенасыщенности достигает 0,61, максимальный - 0,92, средний - 0,81. Эти данные показывают, что в целом величины нефтенасыщенности пластов, определенные по промыслово-геофизическим исследованиям скважин, вполне согласуются с геологическими представлениями о степени нефтенасыщенности пород.
Особо следует отметить, что вследствие ограниченной высоты капиллярного подъема воды процент воды в нефтяной залежи в той части ее, которая подстилается водой, будет увеличиваться по мере уменьшения мощности нефтенасыщенной части пласта, Исследования коэффициента нефтенасыщенности пород по крупнейшим нефтяным залежам платформенной области показали, что наибольшая нефтенасыщенность коллекторов, достигающая 92%, как и следовало ожидать, приурочена к повышенной части структуры и расположена в пределах внутреннего контура нефтеносности, а за его пределами, по направлению к внешнему контуру, нефтенасыщеностъ пласта постепенно убывает до 80% и далее в краевой части залежи снижается до 60%.
В качестве примера можно привести Шкаповское месторождение. Здесь в самой возвышенной сводовой части величина нефтенасыщенности коллекторов достигает 90-92%. Но по мере удаления от внутреннего контура нефтеносности к внешнему постепенно эта величина уменьшается и минимальное значение нефтенасыщенности доходит до 60%. Это очень важное обстоятельство и здесь никаких противоречий с нашими геологическими представлениями нет.
Таким образом, изучение объема порового пространства коллекторов, занятых нефтью, на примере крупнейших залежей Русской, платформы позволяет установить, что нефтенасыщенность пород в пределах одной и той же залежи неодинакова: она достигает максимального значения в зоне внутреннего контура нефтеносности пласта и минимального в краевой части залежи.
Следовательно, при определении величины нефтеотдачи заводненных участков пласта следует пользоваться не средними величинами нефтенасыщенности пластов по всей залежи, а величиной нефтенасыщенности, характерной для данного участка. Если для крутозалегающих нефтеносных пластов различие в величинах нефтенасыщенности по разрезу не оказывает существенного влияния на подсчет запасов нефти и определение величины нефтеотдачи пластов по геолого-промысловым данным, то для платформенных залежей это может привести к большим ошибкам.
Следует особо отметить, что до сих пор величины нефтенасыщенности пород, определенные геофизическими методами, не удалось сравнить с истинным нефтенасыщением пород и установить их сходимость.
Определение нефтеотдачи под действием упругих свойств жидкости и породы.
Задача 1.
Используя теорию упругого режима, разработанную В.Н. Щелкачевым, определить количество нефти, которое можно получить из залежи только за счет упругих свойств среды внутри контура нефтеносности при падении средневзвешенного по площади давления в залежи до давления насыщения.
Залежь, ограниченная контуром нефтеносности, имеет площадь - 1200 га; средняя мощность залежи = 12 м и пористость породы т = 22. Количество связанной воды = 20%. Начальное пластовое давление = 180 кгс/см2. Давление насыщения = 80 кгс/см2. Пластовая температура = 54,5° С. Добыча нефти за время падения пластового давления на (100 кгс составила 5 • 106 м3.
Объемный коэффициент только вследствие упругости нефти изменяется при пластовой температуре = 54,5° С и падении пластового давления с = 180 кгс/см2 до = 80 кгс/см2 от = 1,02 до = 1,026 см2/кгс (рис.3).
На основе этих данных можно подсчитать коэффициент сжимаемости нефти по формуле [1]
Коэффициент сжимаемости пор породы примем равным на 1 кгс/см2.
Коэффициент упругоемкости залежи подсчитаем по формуле
Искомый запас нефти, определяемый действием упругих сил, найдем по формуле
Для определения процента нефтеотдачи в зависимости от упругих свойств среды подсчитаем общий начальный объем нефти в залежи (в пластовых условиях):
Находим процент нефтеотдачи в зависимости от упругих свойств среды:
= 1,92% общего запаса нефти.
Получено нефти в результате внедрения воды из законтурной области
5.10 - 478 • 10 = 4522 • 103 м3.
Падение давления в пределах контура нефтеносности неизбежно нарушит равновесие за контуром, где давление также будет падать, и часть воды под действием упругой энергии пласта поступит в нефтяную часть пласта.
Рассмотрим законтурную кольцевую площадь = 12 000 га, занятую напорной водой, и примем при данных условиях коэффициент сжимаемости воды
Тогда коэффициент упругоемкости для указанной законтурной обводненной части пласта найдем по формуле
Как видно из сравнения коэффициентов упругоемкости для нефтяной и обводненной частей пласта, падение давления за контуром будет менее интенсивным, чем внутри контура.
Предположим, что средневзвешенное давление внутри рассматриваемой кольцевой площади уменьшится за тот же промежуток времени на
В этом случае количество воды, которое поступит в поры пласта под действием упругой энергии в пределах контура нефтеносности, будет
Таким образом, через начальный контур нефтеносности в результате гидродинамического (неупругого) перемещения воды в пласт поступит следующий объем жидкости:
Остальная часть (до 5-106м3) представляет суммарный запас, определяемый действием упругих сил. Иначе говоря, больше половины (приблизительно 51,7%) добычи нефти будет получено за счет упругой энергии нефти, породы и воды, расположенных в пределах начального контура нефтеносности и в его непосредственном окружении.
Определение коэффициента нефтеотдачи и продолжительности процесса при площадном заводнении
Задача 2.
Площадное заводнение нефтяной залежи ведется по пятиконечной системе (рис.3). Площадь элемента заложи 4, средняя мощность = 10 м; средний коэффициент пористости породи т - 0,25; содержание связанной воды равно 20% от объема пор.
Нефтенасыщенность породы к моменту начала процесса заводнения = 0,55; вязкость нефти в пластовых условиях =11 сантипуазам; объемный коэффициент нефти 1,12; вязкость воды = 1 сантипуазу. Объемный коэффициент воды = 1.
Требуется определить ориентировочно продолжительность процесса заводнения и количество нефти, которое будет получено с каждого элемента площади, если окончание процесса приурочено к достижению степени обводнения продукции эксплуатационных скважин, выражающейся величиной - 97%, а интенсивность нагнетания воды равна сутки на каждую инжекционную скважину.
При пятиточечной системе расстояние между инжекционными скважинами равно стороне квадрата-элемента площади = 4 га = 40000 м2; сторона квадрата - 1/40000 = 200 м.
Подсчитаем коэффициент М, определяемый свойствами Пластовых жидкостей, по формуле
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
