Региональный Координационный Научно-Технический «Нефтяная долина» Гуторов Ю. А., А. Ю. Гуторов Управление реологическими свойствами углеводородов в пластовых условиях 2 014 г

Скачать 4.98 Mb.

Название	Региональный Координационный Научно-Технический «Нефтяная долина» Гуторов Ю. А., А. Ю. Гуторов Управление реологическими свойствами углеводородов в пластовых условиях 2 014 г
страница	2/31
Тип	Документы

rykovodstvo.ru > Руководство эксплуатация > Документы

1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 31

1.2 Фильтрационно-емкостные и петрофизические свойства пород-коллекторов

Известно, что на практике наиболее часто используются следующие фильтрационно-емкостные и петрофизические свойства пород-коллекторов: пористость, проницаемость, сжимаемость, смачиваемость, трещиноватость, кавернозность и др.

Ниже (таблица 1.3) приведены основные геолого-физические характеристики продуктивных пластов, достоверность которых установлена и обоснована многочисленными лабораторными и промыслово-геофизическими исследованиями.

Средние значения параметров фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов горизонта Д-I крупнейших месторождений Татарстана и Башкортостана достаточно близки друг другу (таблица 1.3), хотя они и отличаются по площади и разрезу месторождения. Средние значения толщины, пористости и нефтенасыщенности коллекторов залежей пластов Д-II и Д-IV заметно различаются.

В Татарстане ухудшенными коллекторскими свойствами, высокой неоднородностью и линзовидностью характеризуются пласты а и б верхней пачки, в которых содержится 18 % балансовых запасов нефти пласта Д-I и темпы их выработки в 3-4 раза ниже, чем по основной пачке Д-I в+г+д.

Запасы в этих пластах отнесены к трудноизвлекаемым залежам. К малопродуктивным отнесены также запасы слабо промытых зон прикровельной части пласта Д-I, а также запасы залежи пласта Д-II Шкаповского месторождения. Коллекторские свойства этих зон в среднем в 2,5-3 раза хуже, чем песчаников основных пластов Д-I и Д-IV. В то же время эти продуктивные пласты терригенного девона Туймазинского, Шкаповского, Серафимовского и ряда других месторождений Башкортостана более однородны, выдержаны по площади, а параметры неоднородного строения более благоприятны, чем на Ромашкинском месторождении.

Средний коэффициент проницаемости пород пластов терригенной толщи выше в 1,5-2,0 раза, чем в девонских отложениях Д-I, Д-II и Д-IV. Однако этим пластам присуща большая степень зональной и площадной неоднородности и более высокая вязкость пластовой нефти.

Наибольшей толщиной и широким развитием по сравнению с другими пластами на Арланском месторождении характеризуются пласты С-II и C-VI.

Таблица 1.3 — Геолого-физические параметры основных эксплуатационных объектов нефтяных месторождений Татарстана и Башкортостана [6]

Месторождение, площадь	Основной эксплуатационный объект	Нефтенасы-щенная толщина, м	Коллекторские свойства		Нефтенасы- щенность,
			пород		Нефтенасы- щенность,
			пористость, доли ед.	проницаемость, мкм²	доли ед.
1	2	3	4	5	6
Эксплуатационные объекты основных месторождений терригенного девона
Ромашкинское	Д-I	8,9	0,189	0,375	0,807
Ромашкинское	Д-0	3,2	0,184	0,300	0,800
Ромашкинское	Д-II	2,89	0,200	0,146	0,714
Ромашкинское	Д-III	4,74	0,165	0,261	0,615
Ромашкинское	Д-IV	2,89	0,183	0,490	0,708
Бавлинское	Д-I	6,4	0,195	0,473	0,778
Ново-Елховское	Д-I + Д-0	6,5	0,203	0,420	0,860
Туймазинское	Д-I	5,8	0,220	0,480	0,890
Туймазинское	Д-II	9,5	0,220	0,410	0,900
Шкаповское	Д-I	5,4	0,180	0,430	0,740
Шкаповское	Д-IV	5,9	0,180	0,340	0,850
Серафимовское	Д-0+ Д-I	5,8	0,190	0,340	0,870
Серафимовское	Д-II	6,6	0,190	0,500	0,890
Серафимовское	Д-IV	2,9	0,170	0,310	0,880
Сергеевское	Д_тер	6,5	0,180	0,364	0,860
Раевское	Д-I	7,7	0,200	0,350	0,900
Экплуатационные объекты терригенной толщи нижнего карбона
Ромашкинское	бобриковский	3,5	0,219	0,967	0,792
Ново-Елховское	бобриковский	3,1	0,217	0,45-0,74	0,810
Нурлатовское	бобриковский	4,6	0,204	0,100
Ильмовское	бобриковский	5,7	0,232	0,125	0,860
Арланская	бобриковский и тульский горизонты	2,6	0,220	1,0	0,847
Николо-Березовская	бобриковский и тульский горизонты	3,9	0,220	0,800	0,820
Вятская	бобриковский и тульский горизонты	5,1	0,230	0,800	0,900
Ново-Хазинская	бобриковский и		0,220	1,0	0,830
	тульский горизонты	7,2
Манчаравское	бобриковский и тульский горизонты	5,9	0,240	0,5-1,2	0,910
Таймурзинское	бобриковский и тульский горизонты	3,5	0,220	0,425	0,850

Продолжение таблицы 1.3

1	2	3	4	5	6
Карбонатные отложения среднего и нижнего карбона
Ромашкинское	турнейский	4,3	0,117	0,033	0,720
Ромашкинское	серпуховский	5,6	0,159	0,065	0,788
Ромашкинское	башкирский	4,5	0,133	0,086	0,758
Бавлинское Ново-Елховское Ново-Елховское Арланская Николо-Березовская Вятская Ново-Хазинская Четырманское Четырманское Четырманское Игровское Игровское Игровское Югомашское Югомашское Югомашское Кузбаевское Знаменское Волковское Мустафинское (залежь III) Ташлы-Кульское (залежь VI) Серафимовское, Балтаевская пл. Петропавловское (залежь II) Стахановское Санинское Копей- Кубовское Копей- Кубовское Михайловское Петропавловское	турнейский турнейский башкирский +верейский каширо-подольские отложения каширо-подольские отложения каширские каширо-подольские каширские верейский горизонт башкирский ярус каширские отложения верейский горизонт башкирский ярус каширский верейский башкирский ярус верейский турнейский ярус турнейский ярус кизеловский горизонт кизеловский горизонт кизеловский кизеловский горизонт турнейский ярус кизеловский горизонт кизеловский горизонт заволжский горизонт заволжский горизонт заволжский горизонт	6,4 7,9 3,6 4,3 1,8 3,6 2,4 2,0 1,2 3,3 2,7 2,8 3,8 1,9 2,7 4,4 2,0 4,2 8,1 4,7 4,9 3,6 5,0 3,8 10,6 6,3 3,4 5,5 3,9	0,116 0,132 0,112 0,220 0,200 0,190 0,16 0,130 0,150 0,120 0,150 0,180 0,110 0,135 0,160 0,130 0,160 0,120 0,120 0,120 0,120 0,120 0,110 0,090 0,120 0,110 0,090 0,090 0,100	0,031 0,110 -0,6 0,1 0,050 0,030 0,048 0,020 0,045 0,045 0,045 0,087 0,070 0,087 0,024 0,027 0,027 0,047 0,446 0,166 0,206 0,234 0,122 0,105 0,060 0,155 0,066 0,025 0,045 0,020	0,750 0,720 0,615 0,800 0,800 0,780 0,780 0,840 0,760 0,840 0,670 0,670 0,650 0,707 0,730 0,720 0,730 0,800 0,780 0,820 0,830 0,820 0,870 0,700 0,860 0,800 0,770 0,760 0,800
Залежи в карбонатных отложениях верхнего девона
Балкановское Копей-Кубовское Стахановское Михайловское Ардатовское Татышлинское	фаменский ярус верхнефаменский подъярус фаменский ярус верхнефаменский подъярус верхнефаменский подъярус фаменский ярус	3,2 3,9 2,7 3,7 7,5 5,2	0,100 0,080 0,060 0,020 0,100	0,020 0,025 0,045 0,045 0,014	0,800 0,830 0,770 0,900 0,700

Крупные зоны замещения коллекторов являются литологическими экранами, разделяющими единую залежь нефти на несколько десятков самостоятельных участков.

Остальные пласты C-I, С-III, кроме Вятской площади, C-IV, C-IV₀, C-V, C-VI₀ относятся к так называемым промежуточным пачкам. Эти пласты характеризуются низкой нефтенасыщенной толщиной и проницаемостью, более высокой неоднородностью коллекторов: линзовидностью, прерывистостью и расчлененностью. Объекты отнесены к категории залежей с трудноизвлекаемыми запасами.

Терригенные отложения нижнего карбона Татарстана, как и в Башкортостане, представлены в основном высокопродуктивными и высокопроницаемыми породами-коллекторами: алевролитами мономинеральными с содержанием кварца 95-99 %, песчаниками и песчаными алевролитами.

Большинство таких петрофизических свойств, как смачиваемость, удельная поверхность пористой среды, капиллярные характеристики, структура пор, сжимаемость, физико-химические свойства, поверхности пор высоко- и среднепродуктивных терригенных отложений девона и нижнего карбона Башкортостана и Татарстана близки друг другу.

Фильтрационно-емкостные характеристики продуктивных пластов с карбонатными коллекторами, особенно на залежах с проницаемостью пористой матрицы ниже 0,10 мкм², резко отличаются от характеристик пластов, приуроченных к терригенным отложениям девона и нижнего карбона.

Средняя проницаемость матрицы карбонатных пород от трех до десяти и более раз ниже по сравнению с проницаемостью терригенных коллекторов девонских и нижнекаменноугольных отложений (таблица 1.3). Пористость матрицы карбонатных коллекторов в 1,3-2,0 раза ниже, чем у терригенных.

Однако нефтенасыщение карбонатных коллекторов при более низких значениях пористости и проницаемости оказывается выше, чем терригенных. Размеры пор в терригенных коллекторах, в отличие от карбонатных, наряду с емкостными, определяют и фильтрационные свойства. Это объясняется более упорядоченной структурой порового пространства, когда поры расположены близко и соединены короткими каналами типа перемычек.

Характерной чертой карбонатных пород является трещиноватость. Усилия ученых, занимающихся изучением особенностей строения карбонатных пород, должны быть направлены не на доказательства существования трещиноватости, а на выявление масштабов проявления ее основных параметров: раскрытости, протяженности, направленности, объемной плотности или густоты трещин. Однако при составлении проектных документов по разработке нефтяных месторождений и проведении гидродинамических расчетов не всегда учитывается величина полной проницаемости как суммы проницаемости пористой матрицы по образцам кернов в лабораториях и по геолого-промысловым данным эксплуатации скважин.

Установлено, что продуктивные карбонатные породы, залегающие на глубине более 1000 м, характеризуются вертикальной или наклонной к слоистости пород трещиноватостью. Протяженность этих трещин изменяется от 0,2-0,3 см до нескольких сотен метров. Соединяясь друг с другом, суммарная их протяженность становится соизмеримой с толщиной карбонатного массива. Как правило, протяженность вертикальных трещин по площади более их высоты в 3-5 раз. Раскрытость трещин изменяется в пределах 10-200 мкм, но наиболее часты трещины с раскрытостью 10-40 мм.

Выявление протяженности и ориентации трещин всех уровней имеет важное значение для выбора рациональной схемы размещения нагнетательных и добывающих скважин и, в конечном счете, является основой для обеспечения оптимальной выработки запасов нефти на залежах с карбонатными коллекторами.

Исследованиями Шустефа И.Н. и Викторина В.Д., а также Сургучева М.Л., Колганова В.И., Гавуры А.В. месторождений Самарской и Пермской областей установлено, что ориентация естественных трещин совпадает с направлениями максимальных скоростей движения закачиваемой воды, обеспечивающих опережающее обводнение добывающих скважин.

Другим важным компонентом пустотного пространства являются каверны. Размеры каверн намного превышают размеры пор и трещин. Диаметр микрокаверн достигает 0,5 мм. Диаметр макрокаверн может превышать 10 мм. С трещинами каверны схожи по характеру насыщения, малому содержанию или полному отсутствию связанной воды. При достаточном развитии каверн в породе ее емкость резко возрастает и может превышать 15 %. Преобладающий размер каверн составляет 2,0-2,4 мм. Распространение их в породе имеет сложный характер, что связано с путями фильтрации выщелачивающих растворов. Обычно они располагаются цепочками или гнездообразно как среди первичных пор, так и вдоль трещин. В последнем случае каверны, соединяясь с трещинами, резко увеличивают емкость трещинно-кавернового коллектора.

Кавернозность, как и трещиноватость для условий карбонатных отложений Башкортостана, изучена Тюрихиным А.М. и Юнусовым М.А. Выявлено, что наибольшей степенью развития трещин и каверн характеризуются карбонатные породы верхнедевонских отложений, пласты намюрского яруса и заволжского горизонта. Эти представления согласуются с результатами исследований Абдрахмановой Л.Г.

Удельная поверхность фильтрации наиболее полно отражает многие свойства карбонатного коллектора и, в первую очередь, его нефтеводонасыщенность. Чем меньше удельная поверхность, тем ниже остаточная водонасыщенность коллектора и тем выше его нефтенасыщенность.

Для того чтобы установить границы поровой проницаемости карбонатных коллекторов, при которой происходит изменение структуры их емкостного пространства, определены удельные поверхности фильтрации пород-коллекторов одновозрастных пластов.

По аналогии с объектами Самарской, Пермской и Оренбургской областей произведено группирование залежей по величине средней проницаемости пористой матрицы. С учетом величины этого параметра выделены три группы: выше 0,10 мкм², от 0,05 мкм² до 0,10 мкм²и ниже 0,05 мкм².

Удельная поверхность фильтрации залежей с карбонатными коллекторами первой группы и терригенных коллекторов примерно одинакова и равна 100-250 см²/см³, что обуславливает и одинаковую их нефтенасыщенность 82-90%. Нижний предел открытой пористости карбонатных коллекторов этой группы составляет 10-15 %. Определить их пространственное положение можно, пользуясь картами открытой пористости, построенными по промыслово-геофизическим данным. Как правило, наблюдается тесная корреляционная связь между открытой пористостью и проницаемостью.

Удельная поверхность фильтрации карбонатных коллекторов второй группы возрастает с 250 см²/см³ до 700 см²/см³, у терригенных коллекторов с такой же проницаемостью с 250 см²/см³ до 1450 см²/см³. Нефтенасыщенность карбонатных коллекторов равна 74-82 % и оказывается несколько выше, чем терригенных. Нижний предел открытой пористости составляет 8-10 %. Радиус фильтрационных каналов 8-15 мкм. Связь открытой пористости с поровой проницаемостью очень неустойчива.

В третьей группе удельная поверхность фильтрации карбонатных коллекторов возрастает с 700 см²/см³ до 1600 см²/см³, в то время как у терригенных коллекторов с такой же проницаемостью она составляет 1450-4000 см²/см³. Вследствие этого нефтенасыщенность карбонатных коллекторов изменяется в пределах 57-74 % и значительно выше, чем терригенных (0-62 %). Нижний предел открытой пористости равен 4-8 %. Связь между пористостью и проницаемостью отсутствует.

Трещиноватость, как уже отмечалось, присуща всем карбонатным породам. С уменьшением проницаемости пористой матрицы роль трещинной проницаемости в фильтрационных процессах заметно повышается.

Важной особенностью трещин является то, что в отличие от пор они неустойчивы к напряжениям и могут деформироваться, смыкаясь при снижении пластового давления. Величина коэффициента сжимаемости трещин тем больше, чем больше их раскрытость. Это означает, что микро- и мезотрещины более устойчивы к колебаниям пластового давления, чем трещины более высоких структурных уровней. Коэффициент сжимаемости трещин на порядок выше, чем пористой матрицы: 30∙10^-4 МПа^-1 и 3,2∙10^-4 МПа^-1.

Многие исследователи считают, что в порово-кавернозно-трещиноватых коллекторах количество связанной воды в трещинах и кавернах незначительно, а нефтенасыщенность близка к 100 %.

Эффективность извлечения нефти из пористых блоков трещинно-поровых карбонатных коллекторов в значительной мере определяется взаимодействием воды и нефти с поверхностью пород и их капиллярными свойствами.

По мнению исследователей, поверхность трещинно-каверновой пустотности по разломам трещин некоторых месторождений Белоруссии, Казахстана, Оренбургской области характеризуется как гидрофобная.

ВНИИГНИ по краевому углу смачивания, а ПермНИПИнефть по капиллярному впитыванию и на основе опытов по центрифугированию показали преимущественно гидрофобный характер поверхности трещинно-каверновых пустот карбонатных коллекторов.

Исходя из существующих представлений о петрофизических, минералогических и емкостно-фильтрационных свойств карбонатных пород, можно предположить, что залежи первой группы относятся преимущественно к гидрофильным породам, второй группы — к промежуточно-гидрофильно-гидрофобным, а третьей группы — к гидрофобным коллекторам.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 31

	Федеральный закон технический регламент О безопасности трубопроводов промысловых и магистральных для транспортировки жидких и газообразных углеводородов		Сергей Матвеев cto, Технический директор Местоположение Управление проектами, Управление продуктами, Управление людьми, Построение команды, Управление разработкой, Проектное планирование,...
	Нефтяная компания Дополнительные мероприятия по обеспечению безопасности дорожного движения в зимних условиях 17		Нефть определение углеводородов с 1 с 6 методом газовой хроматографии гост 13379-82 Настоящий стандарт устанавливает метод определения углеводородов с 1 С6 с массовой долей более 0,01 в нефти, подготовленной по гост...
	Отчет ООО дук «Медвежья Долина» ...		Российской федерации федеральное агентство по образованию Первая редакция. – М.: Исследовательский центр проблем качества подготовки специалистов, Координационный совет учебно-методических...
	Открытое акционерное общество «Научно-технологическая компания «Российский...		На оказание научно-технических услуг по добровольной сертификации Акционерное общество «Научно-технический центр Единой энергетической системы» (ао «нтц еэс»)
	Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (Россия), далее именуемое «Продавец», в лице Директора Департамента трейдинга...		«национальный медицинский исследовательский центр «межотраслевой... Национальный медицинский исследовательский центр межотраслевой научно-технический комплекс
	Управление образования администрации г. Белгорода Белгородский региональный институт повышения квалификации и профессиональной переподготовки специалистов		Акционерное общество научно-технологическая компания «Российский...
	Открытое акционерное общество «Научно-технологическая компания «Российский...		Положение о 2-й Всероссийской практической конференции «Управление... Настоящее положение устанавливает порядок организации и проведения Всероссийской практической конференции «Управление образованием...
	Руководство по эксплуатации ацпр. 407154. 014 Рэ Руководство по эксплуатации предназначено для изучения принципа действия и устройства расходомера ультразвукового с накладными излучателями...		Руководство по эксплуатации ацпр. 407154. 014 Рэ Руководство по эксплуатации предназначено для изучения принципа действия и устройства расходомера ультразвукового с накладными излучателями...

Похожие: