ПРОГНОЗИРОВАНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ФИЗИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ
Троицкий В.М., Мизин А.В., Рассохин А.С.
(ООО "Газпром ВНИИГАЗ")
Целью настоящей работы является определение влияния на процессы вытеснения нефти из пласта таких факторов, как проницаемость коллектора, остаточная водонасыщенность, а также очередность закачивания вытесняющего агента.
Составные модели пласта формировались из кернового материала конкретных месторождений таким образом, чтобы получить модели заданного диапазона проницаемости. Всего было изучено три группы моделей пласта: модели с характерной абсолютной проницаемостью около 1·10-15 м2, модели с проницаемостью 10 - 20 · 10-15 м2 и 50 - 750 · 10-15 м2. Начальные водонасыщенности Swo по группам создавались соответственно: 15,8% - для первой; 45 % - для второй и 12 - 20 % - для третьей группы. Свободный поровый объем моделей заполнялся рекомбинированной пробой нефти в соответствии с ОСТ 39-195-86.
В качестве вытесняющего агента использовались газ сепарации и слабоминерализованная вода. Исследования по вытеснению проводились на высокоточной автоматической установке двухфазной фильтрации при термобарических условиях соответствующего месторождения. При этом размеры моделей и скорости фильтрации флюидов подбирались так, чтобы максимально удовлетворялись критерии подобия.
Использовались как технология вытеснения нефти водой и последующее довытеснение нефти газом сепарации, так и чисто газовое воздействие.
В докладе предлагается к обсуждению вопрос достоверности прогнозирования коэффициента извлечения нефти на конкретном месторождении по результатам лабораторного физического моделирования.
Сформулированы рекомендации по подбору и эффективному использованию вытесняющих агентов для увеличения коэффициента извлечения нефти.
НЕКОТОРЫЕ АСПЕКТЫ ПРИМЕНЕНИЯ ГЕОСТАТИСТИКИ ПРИ МОДЕЛИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
Шеберстов Е.В.
(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Применение методов геостатистики при создании геологических и гидродинамических моделей активно практикуется последние два десятилетия. Внедрению новых методов способствуют успехи вычислительной техники и средств измерения, позволяющие получать и обрабатывать большие объемы геологической и геофизической информации. Разброс мнений относительно реальных возможностей геостатистических методов очень широк. В частности, рядом авторов применение геостатистики расценивается как прогрессивная технология, позволяющая повысить качество проектирования.
Результаты стохастического моделирования, представленные с помощью компьютерной графики, выглядят весьма эффектно и производят впечатление близких к реальности. Вместе с тем, применение этой технологии приводит к удорожанию проектов за счет увеличения объема расчетов, привлечения (создания или покупки) новых компьютерных программ, усложнения процедур подготовки данных и интерпретации результатов. Вопросы обоснования допущений, принимаемых при создании геостатистических моделей, чаще всего обходятся молчанием. В связи со сказанным важно уточнить познавательные возможности стохастических моделей на фоне устойчивого прогресса компьютерных технологий.
В докладе обсуждаются физические и геологические предпосылки геостатистических моделей, анализируется основное понятие – множество равновероятных образов (equally probable reservoir images), используемое при оценках неопределенности и решении обратных задач. Отмечается некоторая аналогия этого понятия с понятиями конструктивной теории функций и теории информации.
Результаты применения геостатистики обсуждаются на конкретных примерах моделей, выполненных лабораторией физики пласта ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и описанных в литературе. Показано, что детальный учет неоднородности может давать систематическую поправку к величине обводненности, рассчитанной на модели со сглаженными свойствами.
Детально рассмотрен геостатистический подход к оценке КИН тонкой нефтяной оторочки газоконденсатного месторождения, коллектор которого представлен высокопроницаемым песчаником, разделенным линзами глин.
ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ АНИЗОТРОПНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
Семенов А.А., Рахматуллин Р.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Как известно, реальные коллекторы месторождений углеводородного сырья являются анизотропными. Анизотропия фильтрационно-емкостных свойств может иметь различную симметрию. Данное обстоятельство влияет на явный вид тензоров коэффициентов абсолютной, фазовой и относительных фазовых проницаемостей.
В работе даны теоретические основы комплексной методики лабораторного определения фильтрационно-емкостных свойств анизотропных пористых сред для линейных и нелинейных законов фильтрации.
В результате проведенного комплекса лабораторных исследований на реальном керновом материале, показано, что с помощью измерения скоростей прохождения ультразвуковых волн в керне можно установить факт наличия анизотропии фильтрационных свойств и определить направления главных осей тензора коэффициентов проницаемости.
Помимо того факта, что симметрии упругих и фильтрационных свойств совпадают, был получен эффект «вращения» главных осей тензоров, что показывает различную интенсивность и скорость осадконакопления. Суть эффекта заключается в том, что по длине керна положение главных осей тензоров не остается неизменным, а отклоняется на некоторый угол, что можно объяснить изменением направления отливно-приливных течений древних морей и океанов.
Выписаны инвариантные формы записи нелинейных законов теории фильтрации и показано, что нелинейные определяющие уравнения теории фильтрации могут проявлять асимметрию фильтрационных свойств и, при переходе от линейных уравнений к нелинейным, возможно изменение группы симметрии фильтрационных свойств.
На искусственном керне экспериментально определена направленность эффекта асимметрии фильтрационных свойств в нелинейных законах фильтрации (проницаемость в конической поре при нелинейной фильтрации больше при течении от основания конуса к вершине, чем при течении в обратном направлении).
Литература
1. Кадет В.В., Дмитриев Н.М., Семенов А.А. Комплексные лабораторные исследования керна для определения фильтрационно-емкостных свойств анизотропных пористых сред // Интеграл. 2008, № 8, с.26-27
НРАВСТВЕННЫЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
Закиров С.Н.
(ИПНГ РАН)
Трудно представить что было бы со страной в годы катастройки, если бы ни наши ресурсы нефти и газа. Наши нефтегазовые Недра были, есть и будут кормильцами Россиян ещё немало лет.
Мягко говоря, не всё благополучно с отечественным нефтегазовым недропользованием и Недрами.
Низок (около 32%) и уменьшается во времени средний по стране коэффициент нефтеизвлечения, мал коэффициент конденсатоотдачи.
Слабо внедряются инновации, практически отсутствуют на месторождениях опытные участки для их апробации.
Отраслевая наука вымерла, вузовская и академическая наука нуждается в большем внимании со стороны государства и нефтегазовых компаний.
В стране огромен фонд бездействующих скважин. Низок уровень ликвидационных работ. И т.д.
В конечном счете, это всё следствие человеческой деятельности. А конкретнее – вчерашних выпускников нефтегазовых ВУЗов. Устранить эти и другие недостатки призваны сегодняшние и завтрашние выпускники, в частности, Университета им И.М. Губкина.
Страна сегодня не только сырьевой придаток Запада. Большинство инноваций она экспортирует с Запада, способствуя развитию их научно-технического прогресса.
В докладе предлагается, отсутствующий ныне, критерий рациональности разработки месторождений нефти и газа. Он – основа экспертиз проектных решений и нахождения путей рационального недропользования.
Предлагаются объективные критерии оценки эффективности разработки месторождений нефти и газа, нашего к ним отношения.
Предлагается вариант Клятвы будущих разработчиков нефтегазовых недр России. Близкий к клятве Гиппократа, Присяге солдат.
От степени нравственного уровня выпускников ВУЗов зависит будущее нашего Отечества, благосостояние наших детей и внуков. А может возрождение нравственности в стране начнется с Университета имени И.М. Губкина?
ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ГИДРАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Сухоносенко А.Л.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В представляемой работе гидродинамическое моделирование газогидратного месторождения проведено на примере Мессояхского месторождения, открытого в 1967 году. Несмотря на большой объем полученной информации строение залежей и характер их насыщения до сих пор не совсем ясны. Выдвигались различные модели строения этого месторождения. Принципиальным поворотным моментом стало открытие, зарегистрированное в 1971 году. Суть его заключается в утверждении возможности существования газогидратных залежей в природных условиях.
Наличие гидратной шапки делает весьма перспективной разработку этого месторождения. Однако при этом возникает необходимость оценить потенциальные возможности этого месторождения. Основным инструментом решения этой задачи является математическое моделирование, результаты которого дадут возможность решить поставленную задачу и оценить перспективы дальнейшей эксплуатации месторождения.
При построении математической модели используются два различных и независимых подхода, которые дополняют и контролируют друг друга. Первый из них состоит в том, что решается прямая задача – интегрирование уравнений подземной гидрогазодинамики. На её основе решается обратная задача по определению параметров месторождения и количества разложившихся гидратов.
Второй, нульмерный вариант модели основан на предположении, что отсутствуют горизонтальные перетоки воды и газа внутри месторождения, а также подпитка его законтурным притоком газа вне месторождения.
Сравнение результатов позволяет оценить роль различных факторов в формировании и эволюции месторождения, и в конечном итоге решить поставленную задачу.
ВЫБОР ЭФФЕКТИВНЫХ РЕАГЕНТОВ
ДЛЯ СИНТЕЗА ОРГАНОГЛИНЫ – СТРУКТУРООБРАЗОВАТЕЛЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ
Смирнова Т.С.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Одним из основных компонентов бурового раствора на углеводородной основе (РУО) является органоглина (ОГ), которая образуется в результате модифицирования глинистых материалов четвертичными солями аммония (ЧАС). В составе РУО органоглина выполняет функции структурообразователя, регулятора реологических свойств и бронирующего эмульгатора.
Как показывает практика, для целей синтеза органоглин наиболее применимы щелочные (натриевые) бентониты, главным образом состоящие из природного глинистого материала монтмориллонита. По сравнению с ними щелочноземельные (кальциевые) бентониты сильнее связывают воду и плохо диспергируются в дисперсионной среде бурового раствора. Их использование для приготовления РУО с эффективной вязкостью сопровождается существенно большим расходом, чем натриевых.
В качестве органических модификаторов бентонитов используются четвертичные аммониевые соли типа диоктадецилдиметиламмонийхлорида или диоктадецилметилбензиламмонийхлорида. Структура и размер молекул этих веществ соответствуют размерам межпакетных слоёв решётки глинистого минерала, что способствует проникновению и закреплению их в материале последнего. Экспериментально показано, что сорбируемость ЧАС становится максимальной при длине углеводородной цепи С12-С16.
Несмотря на то, что уже проведен ряд исследовательских синтезов ОГ с использованием различных ЧАС, вопрос выбора типа ЧАС, а также процентного соотношения в системе глина – ЧАС для каждого конкретного глинистого сырья требует более полного рассмотрения. Кроме того, остаётся не выясненным вопрос влияния изопропанола, содержащегося в ЧАС в качестве растворителя, на диспергируемость органоглины (одно из свойств ОГ, определяющех её качество).
Немаловажной задачей является также изучение влияния влажности исходной глины на эффективность глино-органического комплекса. Можно предположить, что, с одной стороны, вода увеличит подвижность ионов ЧАС на поверхности глинистого материала, с другой стороны, она будет выполнять роль полярного активатора, повышающего диспергирующее и гелеобразующее свойства ОГ. И, действительно, результаты проведенных исследований по изучению влияния полярных добавок (вода, ацетон, ксилол, изопропанол, ПК) на качество органоглины показали, что её способность диспергироваться в дисперсионных углеводородных средах, в том числе, деароматизированных, резко увеличивается.
УНИВЕРСАЛЬНАЯ ЖИДКОСТЬ ГЛУШЕНИЯ НА ОСНОВЕ ЭМУЛЬСИИ
Шишков В.С.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
Один из путей повышения качества ремонтных работ в скважинах - научно обоснованный выбор жидкости глушения, соответствующей фактической характеристике призабойной зоны скважины. Это особенно важно в связи с тем, что жидкость глушения (ЖГ) может привести к снижению, сохранению или даже к восстановлению проницаемости продуктивного пласта. Поэтому к качеству ЖГ предъявляются особые требования.
Очевидно, что при правильном выборе значений плотности ЖГ и ее термостойкости, все стандартные требования практически полностью выполняются при использовании ЖГ на неводной основе. Использование ЖГ на неводной основе позволяет исключить большинство факторов, отрицательно влияющих на фильтрационно-емкостные характеристики пласта. Однако данное утверждение, далеко не всегда распространяется на используемые в настоящее время для глушения скважин составы эмульсий.
С целью изучения процесса взаимодействия инвертных эмульсий с пластом-коллектором были проведены исследования с использованием искусственного и естественного кернового материала различной проницаемости и глинистости. Исследования проведены на усовершенствованной установке по исследованию проницаемости кернов в различных технологических режимах (репрессия, температура). Критериями оценки эффективности ЖГ были коэффициент восстановления проницаемости, объем и качество прошедшего через образец фильтрата.
Установлены закономерности по влиянию основных компонентов эмульсионных растворов (эмульгаторы, гидрофобизаторы, структурообразователи, регуляторы фильтрации и тонкодисперсные наполнители) на проницаемость кернового материала.
На основе полученных результатов разработана рецептура жидкости глушения на эмульсионной основе (ЖГ-ЭРУО), позволяющая сохранять естественные фильтрационно-емкостные свойства пласта коллектора. Широкий диапазон возможных плотностей (0,85-2,3 г/см3), высокая термостойкость (до 200°С), устойчивость к воздействию сероводорода и других кислых газов подтверждают универсальность данной системы. Разработан блокирующий эмульсионный тампон на углеводородной основе, обладающий всеми достоинствами ЖГ-ЭРУО с точки зрения сохранения естественной проницаемости пласта в условиях репрессии до 15,0 МПа.
Для повышения эффективности технологии приготовления ЖГ-ЭРУО рекомендуется использовать специально разработанный блок «БПР-20МЭ». Комплектность и конструктивное исполнение блока обеспечивают его многофункциональность и ряд преимуществ при эксплуатации.
О ПОСТАНОВКЕ И ПЕРВЫХ РЕЗУЛЬТАТАХ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИХ РАБОТ В РАМКАХ ПРОБЛЕМЫ «ОЦЕНКА УСЛОВИЙ, КРИТЕРИЕВ И РЕЖИМОВ
ЭФФЕКТИВНОГО ПРИМЕНЕНИЯ ГАЗОВЫХ МЕТОДОВ
ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ»
Быкадоров А.В.
(ОАО «РИТЭК»)
В настоящее время государство уделяет повышенное внимание вопросам рационального недропользования, при этом особенно остро стоит проблема использования попутного нефтяного газа. Наиболее перспективная область его применения – это повышение нефтеотдачи пластов (ПНП). Актуальность внедрения газовых методов ПНП возрастает из года в год. Связано это с тем, что доля запасов нефти, приуроченных к недонасыщенным коллекторами, которые, как правило, характеризуются существенными ресурсами нефтяного газа, постоянно увеличивается.
В докладе кратко представлены предварительные результаты испытания газовых методов на нефтяных залежах Восточно-Перевального месторождения ОАО «РИТЭК», и описаны физические принципы водогазового воздействия (ВГВ) на пласт.
На основе результатов специально проведенных керновых исследований нижнемеловых и ачимовских отложений по изучению характера и степени извлечения нефти углеводородным газом выполнено более 30 вычислительных экспериментов на трехмерных геолого-гидродинамических моделях месторождений.
Анализ полученных данных позволил уточнить наиболее эффективные условия и режимы реализации технологии ВГВ. Получена сравнительная характеристика технологической эффективности процесса для различных схем, режимов и методов регулирования водогазового воздействия. Выполнена оценка допустимого времени на проведение ремонтно-профилактических работ технологического оборудования по закачке агентов ВГВ.
В ходе анализа и обобщения результатов теоретических исследований и промысловых испытаний технологии установлено, что одним из основных условий успешного применения технологии является обеспечение оптимальных величин компенсации отборов жидкости закачкой (текущей, накопленной), идентичных величинам, которыми характеризуется традиционный метод – заводнение пластов. |
