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.
|
|
1.3 Неоднородность продуктивных пластов Изучению геологической неоднородности пород-коллекторов нефтяных месторождений посвящено много работ. Оказалось, что наиболее подробно изучены коэффициенты песчанистости и расчлененности. В таблице 1.4 приведены результаты сопоставления средних значений этих коэффициентов раздельно по продуктивным пачкам и пластам девона и нижнего карбона. Из таблицы 1.4 следует, что:
— неоднородность карбонатных коллекторов выражается более низкими значениями отношений эффективной толщины к общей (в среднем 0,37), высокой степенью расчлененности, наличием плотных и непроницаемых прослоев (до 20) и прерывистостью продуктивных отложений. Прерывистость (линзовидность) и расчлененность коллекторов во многом определяют гидродинамическую сообщаемость различных зон и участков залежей, и диктует плотность сетки скважин, режим разработки залежей и депрессию пластовых и забойных давлений. Корреляционные связи между пористыми прослоями в каширо-подольских отложениях практически полностью исчезают при расстояниях между скважинами 400 м, а в верейских отложениях при расстояниях 600-800 м. Таблица 1.4 — Коэффициенты неоднородности терригенных отложений девона и нижнего карбона [5]
При выборе оптимальной плотности сетки добывающих скважин и системы заводнения, в случае возможности его применения, необходимо оценить размеры и местоположения линз для подсчета их площадей, как это было сделано для ишимбайских месторождений. Установлено, что разработка линзовидных, прерывистых пластов при плотности сетки скважин более 10 га/скв приводит к потере до 35-40 % нефти в линзах, не охваченных дренированием. 1.4 Классификация залежей углеводородного сырья Темпы и полнота выработки запасов нефти предопределяются многими факторами. Эти факторы можно условно разделить на две взаимосвязанные группы: природные и технологические. Основными из этих факторов являются природные. Они диктуют выбор технологических схем и условий разработки залежей нефти. В конечном итоге полнота учета природных факторов предопределяет эффективность выработки запасов нефти. В своей монографии Муслимов Р.Х. и Абдулмазитов Р.Г. методом главных компонентов выполнили группирование по близости природных факторов 70 эксплуатационных объектов терригенного нижнего карбона и 82 объекта в карбонатных отложениях Татарстана. В число основных природных факторов авторы включили параметры, характеризующие гидропроводность, проводимость и емкостные характеристики залежей: толщину пласта, пористость и проницаемость пород, а также вязкость пластовой нефти и насыщенность пустотного пространства коллектора нефтью для объектов в терригенных коллекторах. Для объектов в карбонатных отложениях учтен еще один природный фактор - доля коллекторов в разрезе. Оказалось, что при выделении однородных объектов определяющими являются фильтрационные и емкостные характеристики коллектора, свойства нефти. Существенное влияние этих факторов на эффективность разработки других месторождений в нашей стране и за рубежом согласуется с выводами Ивановой М.М. и Говоровой Г.А. В основу классификации залежей нефти положены именно эти основные параметры: — по коллекторским свойствам залежи в терригенных коллекторах делят на низкопроницаемые — до 0,030 мкм2,проницаемые - от 0,030 до 0,100 мкм2и высокопроницаемые - свыше 0,100 мкм2. Породы-коллекторы в терригенных коллектора подразделяют, в свою очередь, на высокопродуктивные — при содержании глин менее 2 % и высокопродуктивные глинистые — при содержании глинистых минералов свыше 2 % (таблица 1.5). Карбонатные коллекторы по проницаемости пористой матрицы подразделяют на четыре группы: более 0,100 мкм2 — первая группа, 0,010-0,100 мкм2—вторая, 0,001-0,010 мкм2— третья и менее 0,001 мкм2 — четвертая группа. Четвертую группу карбонатных коллекторов относят к непроницаемым и слабопродуктивным. Таблица 1.5 — Нефтепромысловая классификация пород продуктивных терригенных отложений по Муслимову Р.Х., Долженкову В.Н. и Зинатуллину Н.Х. [9]
Таблица 1.6 — Группирование залежей нефти в карбонатных коллекторах по фильтрационно-емкостным характеристикам по И.И. Абызбаеву [9]
Аналогичным образом в Башкортостане выделяют три группы карбонатных коллекторов: более 0,100 мкм2, от 0,050 мкм2до 0,100 мкм2и менее 0,050 мкм2 (таблица 1.6). При группировании карбонатных коллекторов по трещиноватости В.Д. Викторин выделяет шесть структурных уровней: ультрамикротрещинные с длиной трещин 0,01-0,010 м и раскрытостью 2-10 мкм; микротрещинные с длиной 0,04-0,40 м по площади и 0,01-0,10 м по разрезу коллектора, раскрытостью 10-20 мкм; мезотрещинные с длиной 0,4-4,0 м по площади и 0,1-1,0 м по разрезу, раскрытостью 20-100 мкм; макротрещинные с длиной 4-40 м по площади и 1-10 м по разрезу, раскрытостью 100-500 мкм; мегатрещинные с длиной трещин 400 м по площади, 100 м по разрезу и с раскрытостью 1000 мкм. Разделение залежей по составу и свойствам нефти производится на основе таких параметров как плотность, вязкость, содержание серы и асфальтосмолистых веществ и парафинов. В последние годы выделяют залежи маловязких нефтей с вязкостью до 10 мПа∙с, повышенной вязкости с диапазоном 10-30 мПа∙с, вязкие — 30-60 мПа∙с и высоковязкие - более 60 мПа∙с. Наиболее важными по влиянию на эффективность разработки залежей являются реологические свойства: вязкость ньютоновская, аномалии вязкости и структурно-механические свойства нефти. По степени проявления аномалий вязкости и структурно-механических свойств подразделяют залежи на ньютоновские и неньютоновские. Реологические свойства нефти тесно связаны с содержанием асфальтосмолистых веществ (таблица 1.7). В таблице 1.7 приведены сведения о количестве залежей с различным содержанием асфальтенов и высокомолекулярных парафинов, основных структурообразующих компонентов нефти. Нефти с содержанием асфальтенов более 1,0-1,5 % проявляют неньютоновские свойства. Такие свойства у парафиносодержащих нефтей проявляются при охлаждении ниже температуры насыщения парафином. Из таблицы 1.7 следует, что при разработке свыше 90 % залежей в той или иной мере проявляются аномалии вязкости и структурно-механические свойства нефти. Таблица 1.7 — Распространенность залежей по содержанию в составе нефти парафинов и асфальтенов [11]
В нефтепромысловой практике получило признание деление залежей по величине начальных извлекаемых запасов: на мелкие — с запасом нефти менее 10 млн. т, средние — 10-30 млн. т, крупные — 30-300 млн. т и уникальные — с запасом свыше 300 млн. т. По структуре запасов нефти выделяют три группы залежей: первая группа с преимущественно активными запасами, вторая с трудноизвлекаемыми и третья — промежуточная, с равным содержанием активных и трудноизвлекаемых запасов. Р.Х. Муслимов и Р.Г. Абдулмазитов рекомендуют отнести к высокоэффективным высоко- и среднедебитные залежи маловязких нефтей и нефти повышенной вязкости в высокопроницаемых коллекторах с преимущественно активными запасами. Это, как правило, средние, крупные и уникальные месторождения. К малоэффективным относят низкодебитные залежи вязких и высоковязких нефтей в низкопроницаемых или проницаемых коллекторах с преимущественно трудноизвлекаемыми запасами. Запасы нефти на таких месторождениях составляют обычно менее 10 млн. т. Нефти их высокосмолистые и высокосернистые, с низким содержанием углеводородных газов. К трудноизвлекаемым относят и запасы нефти в терригенных отложениях с глинистостью более 2 % и вязкостью нефти более 30 мПа∙с, в алевролитах, водонефтяных зонах, в пластах с толщиной до двух метров, в линзах и зонах выклинивания пластов, а также в низкопродуктивных карбонатных коллекторах. 1.5 Распределение и состояние запасов углеводородного сырья На территории Татарстана открыто 94 нефтяных месторождений, из них в разработке находится 61 месторождение. Анализ структуры извлекаемых запасов нефти категории A+B+C1 показал, что с начала эксплуатации активные запасы составляли 81 % от начальных извлекаемых запасов, а на трудноизвлекаемые приходилось 19 %. Причем доля запасов высоковязких нефтей с вязкостью более 30 мПа∙с составляет 8,9 %, в малопроницаемых коллекторах с проницаемостью пород 0,05 мкм2 - 5,9 %, а остальные 4,2 % запасов приходятся на водонефтяные зоны, карбонатные коллекторы и участки малой (до 2 м) толщины. В структуре остаточных извлекаемых запасов активные извлекаемые запасы составляют 20,4 %, а трудноизвлекаемые — 79,6 %, в том числе на высоковязкие приходится 39,5 %, в малопроницаемых коллекторах — 20,4 % и в водонефтяных зонах, карбонатных коллекторах и на участках малой толщины — 19,5 %. Отдельные месторождения Татарстана, такие как Нурлатское и Бурейкинское, можно полностью отнести к залежам с трудноизвлекаемой вязкой нефтью. Трудноизвлекаемые залежи имеются как в каменноугольных карбонатных отложениях верейских, башкирских, турнейских, так и в терригенных отложениях пашийского горизонта Д-I верхнего девона, а также в тульско-бобриковском горизонте каменноугольной системы. В таблице 1.8 приведены сведения об остаточных запасах и накопленной добыче нефти осадочного палеозойского комплекса на территории Татарстана и Башкортостана. Пока освоены в основном запасы нефти терригенного девона и нижнего карбона. Освоенность потенциальных ресурсов нефти в карбонатных отложениях низкая и составляет 8,1-9,4 %, хотя начальные геологические запасы в этих коллекторах на территории Татарстана достигают 20,4 % всех запасов нефти в республике. Текущие извлекаемые запасы углеводородного сырья в терригенных отложениях на территории Татарстана в два раза, а в Башкортостане - почти в 2,4 раза превышают запасы карбонатных коллекторов. В таблице 1.9 приведена структура и освоенность трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья Татарстана. Из таблицы следует, что трудноизвлекаемые запасы составляют 33,6 % начальных извлекаемых запасов нефти в республике и 79,6 % от остаточных извлекаемых запасов. В настоящее время накопленный отбор активных запасов достиг 80,2 %, а освоенность 92,9 % от начальных извлекаемых запасов. В то же время пока освоены лишь 45,7 % трудноизвлекаемых запасов нефти. Темп освоения их от начальных извлекаемых запасов в три раза выше, чем активных запасов. Однако, темпы отбора активных запасов от остаточных извлекаемых запасов выше. Годовая добыча трудноизвлекаемых запасов в общей добыче составляет 59,1 % и оказывается выше, чем активных запасов. Таблица 1.8 — Остаточные запасы и накопленная добыча нефти палеозойского комплекса на 01.01.1997 г. [29]
Продолжение таблицы 1.8
Таблица 1.9 — Структура и освоенность запасов углеводородного сырья Татарстана на 01.01.1997 г. [8]
В таблице 1.10 приведены сведения о распределении запасов и накопленной добыче палеозойского осадочного комплекса по вязкости нефти на территории Татарстана и Башкортостана. В терригенных коллекторах палеозойского комплекса сосредоточены 57,5 % геологических и 42,2 % извлекаемых запасов маловязкой нефти (таблица 1.10). Запасы высоковязкой нефти находятся и в терригенных, и в карбонатных коллекторах. Извлекаемые запасы нефти повышенной вязкости в карбонатных коллекторах в 4,4 раза больше. В Башкортостане геологические и извлекаемые запасы маловязкой нефти сосредоточены в карбонатных коллекторах, а нефти с вязкостью 10-30 мПа∙с больше в терригенных коллекторах. Доля извлекаемых запасов высоковязких нефтей в терригенных и в карбонатных коллекторах изменяется от 6,1 % до 8,0 %. Накопленная добыча маловязких нефтей из терригенных коллекторов в Татарстане составляет 90,9 %, а в Башкортостане лишь 47,5 %. В Татарстане более высокая доля накопленной добычи нефти повышенной и высокой вязкости из карбонатных коллекторов. В Башкортостане доли накопленной добычи нефти повышенной вязкости из терригенных и карбонатных отложений оказываются равными. Таким образом, в будущем в Татарстане предстоит интенсивное освоение запасов нефтей с повышенной и высокой вязкостью в карбонатных коллекторах и высокой вязкостью в терригенных отложениях. В Башкортостане же отмечается наиболее высокая доля извлекаемых запасов маловязких нефтей и нефтей повышенной вязкости в терригенных и в карбонатных коллекторах. Таблица 1.10 — Распределение запасов и накопленная добыча нефти из коллекторов палеозойского осадочного комплекса по вязкости нефти на 01.01.1997 г. [17]
Продолжение таблицы 1.10
1.6 Гидрогеологическая и геохимическая характеристика осадочной толщи на территориях Татарстана и Башкортостана В разрезе осадочной толщи Татарстана можно выделить девять гидрогеологических комплексов. Ниже приводится краткая гидрохимическая и гидродинамическая характеристика этих вод, за исключением архейско- протерозойских и рифей-вендских. В терригенном комплексе среднего и верхнего девона водоносность связана с песчано-алевролитовыми коллекторами с индексацией горизонтов от Д-V до Д-0, представляющими единую гидродинамическую систему с водоупором из кыновско-саргаевских аргиллитов и глинистых известняков. Воды относятся к хлоркальциевому типу с общей минерализацией 220-280 г/л и содержанием в мг/л: брома — 600-1400, йода — 8-10, бора — 12-13, бария — до 100, стронция — 370-440. Содержание газа азотно-метанового типа составляет 300-700 см3/л. Дебиты могут колебаться от 100 м3/сут до 250 м3/сут при динамических уровнях 400-800 м. Статические уровни изменяются от 2 м до -40 м, а температура воды — в пределах 33-43 °С. Карбонатный верхнедевонско-турнейский водоносный комплекс приурочен к пористым, трещиноватым и кавернозным породам с аргиллитовым водоупором малиновского надгоризонта. Коллекторы насыщены водой хлоркальциевого типа с общей минерализацией 245-255 г/л и содержанием в мг/л: йода — 8-11, брома — 400- 500, бора — 20-40, стронция — 50-300, аммония — до 600. Газонасыщенность вод достигает 350 см3/л, иногда — 500 см3/л при метаново-азотном составе газов и содержании углеводородов 30-85% и сероводорода до 6-7 мг/л. Производительность скважин может составить 20-40 м3/сут при динамическом уровне 550 м. Статические уровни устанавливаются на отметках минус 18-25 м. Терригенный водоносный комплекс малиновского и яснополянского надгоризонтов представлен песчаниками и алевролитами радаевского, бобриковского и тульского горизонтов с водоупором из плотных тульских глин и карбонатов. Воды хлоркальциевого типа с общей минерализацией 200-279 г/л и содержанием в мг/л микрокомпонентов: йода — 4-9, брома — 305-486, бора — 14-52, аммония — 150-183. Газонасыщенность составляет около 350 см3/л, в том числе 25-50 % углеводородных газов. Дебиты скважин изменяются в пределах 18-60 м3/сут при динамических уровнях 200-400 м; отметки пьезометрических уровней — минус 30-50 м. Визейско-серпуховский и башкирский водоносный комплекс заключен в ловушки из пористо-кавернозных, трещиноватых и известняково-доломитовых коллекторов и глинисто-аргиллитовых водоупоров. Воды хлоридные, частично сульфатные. Минерализация достигает 250 г/л с содержанием в мг/л йода — 11, брома — 413, аммония — 198. В водах башкирского яруса присутствуют газы, в том числе углеводородные и азот в количестве 90-170 см3/л. Производительность скважин по серпуховским отложениям достигает 90 м3/сут при динамическом уровне 700 м, а по башкирским — 240 м3/сут при 500 м. Гидростатический уровень находится на отметке минус 65 м. Верейский терригенно-карбонатный водоносный комплекс ограничивается сверху глинами. Воды хлоридно-натриевого типа с общей минерализацией 220 г/л и содержанием йода — 5,7-8,6, брома — 380-530, бора — 5,5-31,8, сероводорода — до 600, аммония — до 140 мг/л. Газонасыщенность вод составляет до 170 см3/л, в том числе углеводородных газов — до 15%. В составе газов присутствует азот. Дебиты скважин составляют 5-10 м3/сут при динамических уровнях 500-900 м. Средние статические уровни — минус 50 м. Комплекс среднего и верхнего карбона и нижней перми состоит из нескольких водоносных горизонтов с пористо-кавернозными и трещиноватыми закарстованными карбонатными коллекторами. Воды сульфатного типа с минерализацией 10-25 г/л, имеются воды и хлоридного типа; минерализация хлоридно-натриевых рассолов достигает 250 г/л, а в верхнем карбоне может снижаться до 55 г/л. Содержание микрокомпонентов брома, аммония и йода незначительны. Карбонатно-терригенный комплекс верхней перми содержит водоносные горизонты в песчаниках и известняках уфимского, казанского и татарского ярусов. Наибольшие дебиты скважин, до 1500 м3/сут, характерны для известняков нижнеказанского подъяруса. Воды гидрокарбонатные с минерализацией с 3-5 г/ли содержанием брома — 0,3-0,6, аммония — до 10, сероводорода — до 400-600 мг/л. Следует отметить, что в течение всего периода разработки залежей внимание специалистов привлекало высокое содержание в водоносных горизонтах йода, брома, стронция, натрия, кальция, магния и других редких элементов и солей с точки зрения возможности промышленного освоения. Наиболее перспективными по содержанию микрокомпонентов являются воды терригенного девона, запасы которых практически неисчерпаемы. Кроме того, огромное количество воды ежегодно добывается вместе с нефтью. Расчеты показывают, что комплексная переработка пластовых вод позволит получить десятки тысяч тонн дешевых химических продуктов, таких как пищевая поваренная соль, технический хлористый натрий, техническая соляная кислота, каустическая сода и ценные минеральные удобрения. На первом этапе в течение 15-20 лет рекомендуется использовать в качестве минерального сырья сточные воды, а на втором этапе — подземные промышленные воды терригенного девона. Таким образом, свойства и состав подземных вод и растворенных газов в пределах гидрогеологических комплексов изменяются по разрезу в довольно значительных пределах. Это может служить диагностическим признаком при проведении анализа эффективности заводнения по объектам. Кроме того, достаточно высокое содержание ряда редких микрокомпонентов в подземных водах отдельных водоносных горизонтов может служить источником их получения в промышленных масштабах. Аналогичные рекомендации по промышленному освоению и извлечению редких и ценных микроэлементов, а также использованию сточных и пластовых вод в процессе разработки залежей углеводородного сырья и для получения разнообразных химических продуктов вполне приемлемы и для гидрогеологических и геохимических условий водоносных комплексов Республики Башкортостан. По классификации Озолина Б.В. в разрезе осадочной толщи Башкортостана выделяются три водоносных яруса, каждый из которых включает ряд гидрогеологических комплексов и горизонтов. К верхнему водоносному ярусу относятся отложения, залегающие выше кунгурской галогенной водоупорной толщи. К среднему водоносному ярусу относятся терригенно-карбонатные отложения между кунгурским водоупором и кыновско-доманиковыми отложениями. Кыновские слои являются одним из основных региональных водоупоров почти по всей территории региона. Только в восточной части Башкортостана толщина водоупора уменьшается и в отдельных случаях оказывается менее одного метра. В нижнем водоносном ярусе достаточно четко выделяются водонасыщенные песчано-алевролитовые пласты девона. Воды осадочных пород платформенной части: Башкортостана по качественному составу солей практически не отличаются от пластовых вод месторождений Татарстана. Однако количественный состав различен. Этим объясняются колебания плотности воды. Установлено, что минерализация пластовых вод возрастает по мере увеличения глубины залегания водоносных горизонтов. Воды верхнего водоносного яруса являются пресными или слабоминерализованными гидрокарбонатно-натриевого или сульфатно-натриевого типа по Сулину В.А. Минерализация их обычно не превышает 5-10 мг-экв. на 100 г раствора. В водах, залегающих ниже кунгурского яруса, общая минерализация резко возрастает и в глубокопогруженных участках достигает 700-900 мг-экв. на 100 г раствора. Увеличение минерализации с глубиной сопровождается сменой типа вод. Слабоминерализованные воды артинских отложений относятся к хлормагниевому или сульфатно-натриевому типу, а воды повышенной минерализации — к хлоркальциевому типу. Воды девонских отложений в большинстве случаев представляют высокоминерализованные растворы хлоркальциевого типа, солевой состав которых отражает специфические особенности глубинных вод, формирующихся в условиях гидрогеологической закрытости. Минерализация вод колеблется в пределах 800-880 мг-экв на 100 г раствора, 270-290 г/л, при плотности воды 1170-1200 кг/м3. Причем наиболее минерализованные воды приурочены к Башкирскому своду. Основными компонентами минеральной части вод являются хлориды натрия, кальция и магния. Воды терригенного девона содержат в составе ряд микроэлементов, многие из которых представляют интерес как с точки зрения критериев гидрогеологической обстановки недр, так и с точки зрения промышленного минерального сырья. В пластовых водах этого комплекса имеются следующие микроэлементы: йод, бром, калий, сероводород, а в отдельных пробах попутных вод нефтяных месторождений окись кремния, литий, рубидий, цезий, стронций, фтор, германий. |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Похожие:
 |
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... |