авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 5 |

«60 ЛЕТ АЛЕКСАНДРУ АЛЕКСАНДРОВИЧУ ЕМЕКЕЕВУ Александр Александрович Емекеев родился 3 ноября 1952 г. в семье сельского учителя в Чистопольском районе Татарстана. После ...»

-- [ Страница 2 ] --

В течение ряда лет в ООО «ТюменНИИгипрогаз» выполнялись работы по поиску и изу чению перспективных объектов на территории Гыданской НГО. В ходе работы использова ны данные площадных сейсморазведочных работ и материалы региональных съемок. Пере обработка материалов работ МОГТ 2D в объеме более 14 тыс. км проведена ОАО «Парадайм геофизикал» и ООО «ТюменНИИгипрогаз». При интерпретации данных выпол нены структурные построения, анализ динамических и частотно-скоростных характеристик отраженных волн, сейсмопалеогеоморфологические исследования.

Во-первых, переобработка исходной сейсморазведочной информации, а именно, учет неоднородностей верхней части разреза (ВЧР), внесла существенные коррективы в струк турный план изучаемой территории. По данным сейсморазведки МОГТ прежних лет он осложнен мелкими поднятиями, которые имеют мерзлотную природу. По топографической карте можно заметить, что эти поднятия приурочены к водоразделам, где мощности ММП обычно увеличены по сравнению с долинами окружающих рек. В результате корректировки ВЧР структурный план изучаемой территории резко изменился. Вместо мелких сложных по морфологии структур здесь картируются более крупные и простые по морфологии анти клинали.

Во-вторых, благодаря улучшению качества временных сейсмических разрезов, в преде лах этих антиклинальных структур апт-сеноманских отложений стали заметны динамиче ские эффекты, обычно связанные с газовыми залежами (аномалии типа «плоское пятно»), зафиксировано уменьшение частот сейсмических колебаний. В отложениях неокома и юры увеличилась динамическая дифференциация отраженных волн, повысилась надежность их прослеживания и однозначность сейсмостратиграфической интерпретации.

Наряду с антиклинальными ловушками УВ простого строения, на рассматриваемой тер ритории в отложениях юры и неокома закартировано большое количество крупных по раз мерам структурно-литологических и чисто литологических ловушек УВ, представляющих значительный поисковый интерес. Ниже рассмотрены особенности их строения и перспек тивы нефтегазоносности.

Неокомский нефтегазоносный мегакомплекс имеет трехчленное строение. Его верхняя, прибрежно-морская и средняя, шельфовая, части характеризуются субгоризонтальной стра тификацией, нижняя – склоновая и глубоководно-морская часть имеет клиноформное строение. Поэтому ловушки и залежи УВ в верхней, прибрежно-морской и шельфовой час Нефть и газ тях комплекса преимущественно пластовые сводовые, в той или иной степени осложненные литологическими экранами, положение которых незакономерное и слабо отражается в сейсмофациальных признаках.

В клиноформной части мегакомплекса распространены ли тологические и структурно-литологические ловушки и залежи УВ, элементы строения ко торых успешно картируются при сейсмостратиграфической интерпретации. Нижние шель фовые пласты, залегающие на границе субгоризонтальной и клиноформной частей мега комплекса, глинизируются при переходе в клиноформы, на бровках палеошельфов, хорошо выраженных в морфологии сейсмостратиграфических комплексов. Заметны в динамике отраженных волн и прибрежные (лагунные) зоны глинизации песчаных тел. С такими структурно-литологическими и литологическими ловушками УВ связаны многочисленные крупные по запасам залежи нефти и газоконденсата в более южных районах ЯНАО и в ХМАО (Восточно-Уренгойское, Восточно-Таркосалинское. Южно-Пырейное, Западно Тарасовское, Присклоновое, Сугмутское, Приобское, Западно-Сургутское, Южно Сургутское и многие другие месторождения).

Резервуары ачимовской толщи, залегающей в основании клиноформ, характеризуются наличием глубоководной (дистальной) и присклоновой зон глинизации, также хорошо вы раженных в морфологии сейсмостратиграфических комплексов. В тектоническом плане Гыданская НГО расположена в зоне устойчивого юрско-мелового прогибания, благодаря чему в ее пределах, по аналогии с более изученными бурением палеодепрессиями, сущест вовали условия, благоприятные для формирования мощных ачимовских песчаных пластов.

На это, в частности, указывает «двухэтажное» строение ачимовских отложений, широкое распространение холмисто-бугристых сейсмофаций, связанных с высокоэнергетическими обстановками седиментации. Двухэтажное строение фондоформной части клиноформного комплекса установлено на Ямбургском, Западно-Песцовом, Медвежьем, Тазовском, Вос точно-Медвежьем месторождениях, где продуктивность ачимовской толщи доказана буре нием.

Отложения нижней-средней юры на рассматриваемой территории относятся к больше хетской серии и накапливались в прибрежно-морских и мелководно-морских условиях.

Поэтому здесь распространены выдержанные песчаные пласты с более высокими коллек торскими свойствами, чем в одновозрастных отложениях тюменской свиты. На технически достижимых бурением глубинах залегают песчаные резервуары малышевской и вымской свит, в которых также отмечены холмисто-бугристые фации. Описанные выше особенности указывают на перспективность поисков залежей УВ всего юрско-мелового разреза.

Кроме того, на месторождениях Гыданской НГО отмечаются аномально-высокие пла стовые давления в ачимовской толще и юре. В ачимовских пластах на Утренней площади коэффициент аномальности (Ка) пластового давления изменяется от 1,19 до 1,23;

на Геофи зическом месторождении Ка в ачимовских отложениях превышает 1,45, в юре – 1,80. Таким образом, на территории Гыданской НГО в глубоких горизонтах осадочного чехла, как и на территории Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО, также распространена аномальная флюидодинамическая система, характеризующаяся наличием уникальной по масштабам нефтегазоносности линзовидных песчаных пластов средней юры и ачимовской толщи.

Перспективность каждого комплекса в отдельности рассмотрены ниже.

Отложения неокома. Шельфовые пласты неокома на рассматриваемой территории представляют значительный интерес, так как они продуктивны на Нанадянском, Яровском, Ладертойском, Восточно-Мессояхском и других близлежайших месторождениях, предпо ложительно, они продуктивны на Приречной площади (скв. 71), на Антипаютинском место рождении (скв. 30). Пласты верхнего неокома продуктивны также на Утреннем, Гыданском, Пеляткинском, Соленинском и Северо-Соленинском месторождениях.

С неокомским комплексом связаны структурные залежи, в той или иной мере ослож ненные литологическими и тектоническими экранами (верхние шельфовые пласты и при брежно-морские отложения) и структурно-литологические и литологические залежи (ниж ние шельфовые пласты). Залежи УВ пластово-сводового типа в рассматриваемых отложе ниях предполагаются в сводовых частях антиклинальных структур, занимающих по площа ди небольшую часть изученной территории. Наибольшее распространение имеют ловушки Нефть и газ структурно-литологического и литологического типов, с которыми связаны основные пер спективы поисков УВ в неокомской части разреза.

Особенности волновой картины в неокомском клиноформном комплексе (рис. 1) на рас сматриваемой территории, а именно, наличие горизонтальных динамически выраженных отражений в ундаформе непосредственно перед бровкой палеошельфа и круто падающих отражающих горизонтов в клиноформе, свидетельствуют о возможном наличии на програ дирующем шельфе баровых отложений с высокими коллекторскими свойствами. Кроме того, встречаются волновые признаки каналов и врезов, что указывает на возможность об наружения в данном интервале мощных авандельтовых резервуаров (см. рис.1а).

В результате сейсмостратиграфической интерпретации установлено, что многие дина мические аномалии на бровках палеошельфов могут интерпретироваться как аномалии «ти па залежь» (АТЗ) по характерным переворотам полярности, уменьшениям частот и высоко му амплитудному уровню. Наиболее яркие динамические аномалии, связанные с участками предполагаемого улучшения коллекторских свойств песчаных пластов, вероятно, с их газо насыщением, наблюдаются по отражающим горизонтам, контролирующим пласты БУ71, БУ8, БУ9, БУ10, БУ12, БУ14. По результатам картирования они формируют полосовидные зоны северо-восточного простирания. Полосовидные зоны пересекают выявленные подня тия и создают условия для формирования структурно-литологических ловушек в линзовид ных резервуарах. По данным геофизических исследований скважин песчанистость пластов неокомской части разреза резко возрастает на восток, где увеличивается мощность пластов и улучшаются их коллекторские свойства.

Рис. 1. Волновая картина в отложениях неокома на территории полуострова Гыдан В ходе сейсмостратиграфической корреляции обнаружена хорошая прослеживаемость пластов группы БУ от Уренгойского вала до Утренней площади. Особенно уверенно сле дится маркирующая пачка шоколадных глин над пластом БУ80.

Переинтерпретация данных ГИС в неокоме скв. 71 Приречной площади позволила вы делить пропущенные перспективные и, возможно, продуктивные объекты, которые резко отличаются по удельным электрическим сопротивлениям от смежных пластов. Следовательно, имеются основания предполагать продуктивность неокомских отложений и на этой площади.

Нефть и газ На территории Гыданской НГО выделено более 30 возможных ловушек в неокомской части разреза, что, в сочетании с продуктивностью этих отложений в пробуренных скважи нах, подтверждает высокую перспективность рассматриваемой зоны для поисков залежей УВ (рис. 2).

Рис. 2. Карта перспективных объектов в отложениях неокома полуострова Гыдан Юрские отложения. Нижне- и среднеюрский нефтегазоносный комплекс на исследуе мой территории вскрыт единичными скважинами. Открыта одна небольшая газоконденсат ная залежь в горизонте Ю2 на Геофизическом месторождении (дебит 68 тыс. м3/сут. газо конденсатной смеси на штуцере диаметром 15 мм). На Тота-Яхинской площади (скв. 24, 25) поднят нефтенасыщенный керн из пласта Ю2 малышевской свиты.

В прибрежно-морских и мелководно-морских отложениях средней юры перспективны ми являются участки на склонах крупных палеоподнятий (в прибрежно-морских обстанов ках осадконакопления) и участки повышенных толщин песчаных пластов, связанные с ру словыми и дельтовыми образованиями. Такие русловые тела картируются по материалам 3D сейсморазведки на горизонтальных срезах (рис. 3).

Нефть и газ Рис. 3.

Пластовое сечение куба данных МОГТ 3D по времени 3100-3120 мс, Тота-Яхинская площадь Выявленные канальные аккумулятивные тела представляют несомненный нефтегазопо исковый интерес, так как с ними связаны литологически замкнутые песчаные резервуары.

Частота встречаемости канальных форм седиментации (оцененная по общей длине каналь ных сейсмофаций на площади съемки) в разрезе мезозоя Тота-Яхинского месторождения (по материалам съемок МОГТ 3D) (рис. 4). На временных сейсмических разрезах, пересе кающих эти каналы, заметны закономерные просадки отражающих горизонтов, к ним при уроченные, и контрастные динамические аномалии. «Временная мощность» таких аномаль ных зон изменяется от 10 до 50 мс, что соответствует толщине выполняющих их осадков от 15 до 100 м (с учетом глубины залегания и дифференциации интервальных скоростей). В случае газонасыщения канальные и русловые тела подчеркиваются интенсивными динами ческими аномалиями, которые являются типичными АТЗ. Такие каналы вскрыты на терри тории Западной Сибири ограниченным числом скважин, однако, имеющиеся данные позво ляют говорить о преимущественно песчаном составе выполняющих их пород [2].

Рис. 4.

Частота встречаемости канальных форм седиментации (по данным МОГТ 3D) в разрезе Тота-Яхинского месторождения Нефть и газ По материалам съемок МОГТ 2D русла палеорек в нижнее- и среднеюрских отложениях картируются на основе палеогеоморфологического анализа. На временных разрезах области развития перспективных песчаных резервуаров характеризуются появлением дополнитель ной фазы между ОГ Б и Т, что сопровождается увеличением временной мощности рассматриваемого интервала (рис. 5 а).

Кроме этого, перспективность п-ова Гыдан подтверждают такие волновые признаки, как холмисто-бугристые сейсмофации, холмообразный рисунок сейсмической записи, увеличе ние периода, наблюдаемые в отложениях средней и нижней юры (рисунок 5б). Вышепере численные особенности волновой картины свидетельствуют о высокоэнергетической об становке в юрское время, что по мнению П. Р. Вейла указывает на перспективность отложений [2].

Рис. 5. Фрагменты временных разрезов Гыданской НГО, иллюстрирующие волновую картину в отложениях юры Автором настоящей статьи закартированы перспективные объекты на территории юга п-ова Гыдан в вымской свите (зона развития холмисто-бугристых сейсмофаций) и кровле малышевской свиты (появление на временных разрезах дополнительной ОВ) (рис. 6).

Нефть и газ Рис. 6. Карта временной мощности между ОГ Б и ОГ Т Выполненные исследования подтверждают высокую перспективность юрско нижемеловых отложений п-ова Гыдан. Однако для дальнейшего успешного поиска нефти и газа в выявленных перспективных зонах необходима постановка детальных геолого геофизических исследований. В первую очередь, существенное сгущение сети сейсмиче ских наблюдений с высокой кратностью суммирования и бурение параметрических и поис ково-оценочных скважин на максимальную технически возможную глубину.

Список литературы 1. Скоробогатов В. А., Строганов Л. В. Гыдан. - М.: Недра, 2006. - 261 с.

2. Нежданов А. А. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири для целей про гноза и картирования неантиклинальных ловушек и залежей УВ: дис. доктора геол.-минерал. наук. - Тюмень, 2004. 44 с.

3. Сейсмическая стратиграфия. Использование при поисках и разведке нефти и газа / Р. Е. Шерифф, А. П. Грегори, П. Р. Вейл, Р. М. Митчем мл. и др.: пер. с англ. Ч.1-2. - М.: Мир, 1982. - 1220 с.

Сведения об авторах Мельникова Марина Владимировна, научный сотрудник, ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень, тел.: 8(3452) 273924;

e-mail: mk_geo@rambler.ru Melnikova M. V., research engineer at TyumenNIIgiprogaz, LLC;

Tyumen, phone: 8(3452) 273924;

e-mail:

mk_geo@rambler.ru Нефть и газ Бурение скважин и разработка месторождений УДК 550.822.2:622.276.1/. ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ПРЕРЫВИСТОСТИ ПЛАСТА Ю1 НА РАЗРАБОТКУ ПО ДАННЫМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ООО «ЛУКОЙЛ-ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ»

EVALUATION OF J1 BED DISCONTINUITY IMPACT ON DEVELOPMENT OF OIL FIELDS BASED ON DATA FROM «LUKOIL-WEST SIBERIA»

В. А. Бадьянов, В. В. Шкандратов V. A. Badyanov, V. V. Shkandratov Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени Ключевые слова: разработка нефтяных залежей, оценка прерывистости пластов Key words: oil deposits development, evaluation of beds discontinuity Методика оценки влияния прерывистости пластов на показатели разработки нефтяных залежей обсуждалась во многих работах, но отсутствуют исследования по обобщению в этом аспекте практического опыта разработки. Данная статья является попыткой воспол нить этот пробел.

За основу решения задачи принята методика оценки прерывистости, детально описанная в монографии [1], и реализующий её комплекс программ Геопак.

По 63 нефтяным залежам 25 месторождений (при этом использованы данные по скважино-объектам) рассчитано множество параметров неоднородности морфологических и фильтрационно-ёмкостных свойств.

Для дальнейшего исследования выбраны два основных, связанных с прерывистостью пластов: приведенный коэффициент песчанистости Рп (но более точным термином для него является средневзвешенный коэффициент распространения) и параметр функции охвата [1].

Параметр Рп определяется по формуле m Pj Рп =, m Pj где Pj — ГСР;

m — число сечений.

Из формулы видно, что Рп характеризует горизонтальную (латеральную) песчанистость в отличие от традиционной вертикальной и, соответственно, зависит от латеральной протя женности, непрерывности проницаемых тел.

Совершенно очевидно, что именно эта характеристика определяет влияние прерывисто сти на основные особенности динамики жидкости при создании горизонтальных градиентов давления в системах разработки. Поэтому широко используемый в подобных задачах тра диционный коэффициент песчанистости, характеризующий вертикальные протяженности тел, может служить лишь грубым паллиативом и приемлем только в той степени, в какой существует статистическая связь между вертикальными и горизонтальными протяженно стями тел.

Параметр является экспонентой в зависимости коэффициента охвата от расстояния между зонами нагнетания и отбора в прерывистом пласте и вычисляется по более сложному алгоритму [1].

Из всех 63 расчётных таблиц сделана выборка важнейших для характеристики прерывистости параметров приведенной песчанистости Рп и функции охвата, результаты сведены в таблицу.

Нефть и газ Параметры прерывистости месторождений и залежей пласта Ю ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

Номер Месторождение Номер Залежь Число скв. Pп Класс прерыв. КИН мест. зал.

1 Основная 104 0,631 0,294 2 0, 1 Северо-Покачёвское 2 Восточная 105 0,700 0,177 3 0, 3 Основная 559 0,675 0,214 2 0, 2 Урьевское 4 Продольная 9 0,466 0,751 1 0, 5 Центральная 172 0,493 0,657 1 0, 6 Восточная 11 0,364 1,155 1 0, 3 Лас-Еганское 7 Северная 7 0,485 0,686 1 0, 8 Юго-Восточная 3 0,467 0,669 1 0, 9 1,2 53 0,656 0,247 2 0, 4 Кечимовское 10 3 96 0,700 0,177 3 0, 11 Основная 106 0,633 0,289 2 0, 5 Восточно-Придорожное 12 Восточная 71 0,684 0,201 2 0, 6 Покамасовское 13 – 454 0,633 0,209 2 0, 7 Чумпасское 14 – 53 0,567 0,440 2 0, 15 1 289 0,615 0,327 2 0, 8 Нивагальское 16 2 157 0,754 0,111 3 0, 9 Грибное 17 166 0,825 0,056 3 0, 18 1 73 0,754 0,122 3 0, 10 Вать-Еганское 19 2 64 0,729 0,139 3 0, 20 3,4 28 0,518 0,580 2 0, 11 Кочевское 21 – 15 0,383 1,072 1 0, 12 Северо-Покамасовское 22 – 6 0,733 0,134 3 0, 13 Поточное 23 – 23 0,286 1,526 1 0, 24 1 29 0,653 0,152 2 0, 25 2 35 0,656 0,179 2 0, 14 Кустовое 26 4 9 0,646 0,228 2 0, 27 Р-н скв. 253 7 0,619 0,237 2 0, 28 Основная 91 0,795 0,075 3 0, 15 Дружное 29 Северная 27 0,770 0,073 3 0, 30 2 220 0,502 0,630 2 0, 16 Повховское 31 3 22 0,549 0,490 2 0, 32 7 136 0,629 0,299 2 0, 17 Равенское 33 – 12 0,656 0,246 2 0, 34 Северная 7 0,570 0,435 2 0, 18 Северо-Кочевское 35 Южная 31 0,502 0,629 2 0, 19 Северо-Конитлорское 36 – 11 0,559 0,461 2 0, 37 3 33 0,800 0,072 3 0, 20 Покачёвское 38 6 174 0,651 0,256 2 0, 39 7 16 0,344 1,003 1 0, 21 Южно-Выинтойское 40 – 17 0,496 0,650 1 0, 41 Центральная 168 0,592 0,380 2 0, Тевлинско-Русскинское 42 5 55 0,561 0,456 2 0, 43 17 49 0,697 0,181 2 0, 44 2 15 0,463 0,761 1 0, 45 3 14 0,394 1,025 1 0, 46 6 19 0,267 1,625 1 0, Нефть и газ Продолжение таблицы Номер Месторождение Номер Залежь Число скв. Pп Класс прерыв. КИН мест. зал.

47 1 34 0,660 0,240 2 0, 48 2 21 0,679 0,207 2 0, 23 Нонг-Еганское 49 3 32 0,727 0,142 3 0, 50 Восточная 45 0,733 0,135 3 0, 51 Р-н скв. 104Р 6 0,775 0,066 3 0, 52 Р-н скв. 301П 7 0,729 0,113 3 0, 24 Южно-Ягунское 53 Центральная 37 0,702 0,174 3 0, 54 Южная 25 0,623 0,310 2 0, Каменное ЮК2 55 Центральная 29 0,170 2,251 1 0, ЮК2 56 Северная 9 0,205 1,997 1 0, ЮК3 57 – 20 0,205 1,996 1 0, ЮК4 58 – 24 0,208 1,977 1 0, 25 ЮК5 59 – 16 0,215 1,936 1 0, ЮК6 60 – 5 0,263 1,648 1 0, ЮК7 61 Р-н скв.162Р 5 0,344 1,243 1 0, ЮК7 62 Р-н скв. 43П 3 0,365 1,149 1 0, ЮК8 63 8 0,382 1,077 1 0, По данным (см. таблицу) построена гистограмма частот Рп залежей (рис. 1). Распреде ление оказалось умеренно отрицательно-ассиметричным и позволило выделить 3 класса залежей по степени прерывистости (8 столбец таблицы):

1 класс – высокопрерывистые (Рп 0,5);

2 класс – среднепрерывистые (Рп = 0,5-0,7);

3 класс – низкопрерывистые (Рп 0,7).

В 1 классе можно выделить подкласс сверхпрерывистых (Рп 0,4).

35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0, Рп Рис. 1. Гистограмма частот параметра Рп Параметр почти функционально связан с Рп (рис. 2), но распределён резко положи тельно-ассиметрично (рис. 3), поэтому менее удобен для классификации. С учётом этих фактов, а также наглядностью параметра Рп, можно им ограничиться в задаче классифика ции залежей по степени прерывистости.

Для увязки полученной классификации залежей с результатами их разработки исследо вана зависимость результатов разработки от параметра Рп. В качестве обобщающего пара метра разработки выбран коэффициент извлечения нефти КИН. Значения КИН по залежам брались из баланса запасов (форма 6гр) и приведены в таблице (столбец 9). На рисунке приведена регрессия КИН = f(Рп), которая удовлетворительно описывается линейной моде Нефть и газ лью. Учитывая тот факт, что на КИН влияют и другие геологические и технологические факторы, зависимость можно считать достаточно тесной: коэффициент линейной корреля ции R = 0,665. Это означает, что из геологических факторов прерывистость пластов являет ся одним из наиболее значимых в отношении влияния на КИН. Полученное уравнение рег рессии КИН = 0,233 Рп + 0,178 можно использовать для предварительной оценки КИН по новым объектам.

Несколько точек по КИН заметно отклоняются от линии регрессии (см. рис. 4). Это можно объяснить объективными причинами (сочетанием геологических и технологических факторов) и субъективными (неточностями в расчётах КИН). Поэтому имеет смысл проверить их.

2,5 0 2,0 0 1,5 0 1,0 0 0,5 0 0,0 0 0,0 0 0 0,1 0 0 0,2 0 0 0,3 0 0 0,4 0 0 0,5 0 0 0,6 0 0 0,7 0 0 0,8 0 0 0,9 0 Pn Рис. 2. Регрессия = f(Рп) % 0,3 0,6 0,9 1,2 1,5 1,8 2,1 2, Рис.3. Гистограмма частот параметра Нефть и газ 0, 0, y = 0,2328x + 0, R2 = 0, 0, 0, 0, КИН 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0,000 0,200 0,400 0,600 0,800 1, P(n) Рис. 4. Регрессия КИН = f(Рп) В таблице КИН по этим объектам выделены. Всего их 6, из них 3 объекта имеют «завы шенный» КИН и 3 — «заниженный».

1. Грибное. Координаты точки: Рп = 0,825;

КИН = 0,446. Превышение над линией рег рессии КИН = +0,076.

2. Равенское. Рп = 0,656;

КИН = 0,433. КИН = +0,100.

3. Покачёвское (залежь 7). Рп = 0,344;

КИН = 0,433. КИН = +0,098.

4. Северо-Покамасовское. Рп = 0,733;

КИН = 0,250. КИН = -0,098.

5. Лас-Еганское (залежь Северная). Рп = 0,485;

КИН = 0,210. КИН = -0,35.

6. Поточное. Рп = 0,286;

КИН = 0,150. КИН = -0,42.

Тем не менее, вне зависимости от возможного исхода проверки, полученные результаты представляют методический и практический интерес и могут использоваться при прогнози ровании КИН новых объектов. Дополнительные результаты, приведенные в остальных расчётных таблицах, могут использоваться в описательных и прогнозных целях в работах по разработке нефтяных месторождений.

Список литературы 1. Бадьянов В. А. Методы компьютерного моделирования в задачах нефтепромысловой геологии. - Издание вто рое, дополненное. – Тюмень-Шадринск: Изд-во ОГУП «Шадринский дом печати», 2011. - 185 с.

Сведения об авторах Шкандратов Виктор Владимирович, к. т. н. заместитель генерального директора, директор филиала ООО «ЛУКОЙЛ-инжиниринг КогалымНИПИнефть», г. Тюмень, тел.: 8(3452) Бадьянов Владимир Александрович, д. г.-м.н. начальник управления Центра геологического моделирования и подсчета запасов, филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг КогалымНИПИнефть», г. Тюмень, тел.: 8(3452) Shkandratov V. V., Candidate of Technical Sciences, Deputy director general, Director of Lukoil-Engineering affiliate «KogalymNIPIneft», phone: 8(3452) Badyanov V. A., Doctor of Sciences in Geology and Mineralogy, Head of the Center of Geological Modeling and Re serves estimation, Lukoil-Engineering affiliate «KogalymNIPIneft», phone: 8(3452) _ Нефть и газ УДК 622.276. ВЛИЯНИЕ НЕРАВНОМЕРНОСТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ НА ВЕЛИЧИНУ КОНДЕНСАТООТДАЧИ EFFECT OF SPOTTED RESERVOIR DEVELOPMENT ON THE VALUE OF CONDENSATE RECOVERY Е. И. Краснова E. I. Krasnova Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень Ключевые слова: состав газа, установка PVT-соотношений, экспериментальные исследования, фазовые процессы, конденсатоотдача, термодинамические условия Key words: gas combination, PVT bomb, experimental research, phase process, condensate recovery, thermodynamic conditions В настоящее время на уникальном по строению и составу углеводородов Уренгойском месторождении ведется добыча газа, конденсата и нефти из сеноманских и валанжинских отложений, а также опытно-промышленная эксплуатация двух ачимовских участков. При проектировании разработки все продуктивные пласты нижнего мела месторождения с уче том их положения в разрезе, термодинамических условий, близости фильтрационно емкостных характеристик коллекторов и насыщающих их флюидов, а также других особен ностей, объединены в четыре эксплуатационных объекта. По результатам анализа разработ ки периода, предшествующего составлению проекта комплексной разработки нижнемело вых залежей Уренгойского месторождения, в качестве рекомендуемого варианта разработки газоконденсатных залежей предложена их эксплуатация без поддержания пластового дав ления, а также предусматривалась пообъектная разработка, в первую очередь, объектов, не содержащих нефтяные оторочки (IV и I объекты) и объектов с нефтяными оторочками (III и II объекты) с отбором газа 1,3-1,6% от утвержденных запасов. Начальные пластовые давле ния в объектах I, II, III и IV находились в пределах 22,25;

25,59;

26,89 и 28,63 МПа, темпе ратуры соответственно 65;

75;

78 и 82°С. Потенциальное содержание конденсата по разрезу месторождения и по УКПГ находится в широких пределах: УКПГ–1АВ в пределах 143 — 292 г/м3, 2В — 105–250 г/м3, 5В — 105–250 г/м3, 8В — 130–170 г/м3. По фазовому состоя нию все залежи предельно насыщены конденсатом, то есть давление начала конденсации равно пластовому и потери конденсата в пласте начались с самого начала разработки.

Важнейшим показателем, характеризующим разработку месторождения, является коэффициент извлечения конденсата (КИК), представляющий отношение количества добытой продукции к геологическим запасам. Запасы конденсата в залежи определяются как произведение удельного потенциального содержания конденсата в 1 м3 пластового газа в г/м3, приведенного к нормальным условиям, либо в пересчете на сухой газ при этих критериях, соответственно, на размер пластового либо сухого газа в кубическом метре. На стадии геолого-разведочных работ и в период опытно-промышленной эксплуатации выполнен большой объем промысловых исследований, следует подчеркнуть, что на этой стадии они проводились с помощью индивидуальных сепараторов, расположенных непосредственно на устье скважин. Замерялось начальное содержание конденсата в пластовом газе, и уточнялся текущий коэффициент извлечения конденсата по результатам специальных экспериментальных РVТ-исследований. Широкий диапазон изменения его состава в залежах и термобарических условий нахождения предопределили различное фазовое поведение пластового газа в процессе разработки, в том числе давления начала конденсации, максимальной конденсации, степени извлечения конденсата.

В обосновании величины конденсатоотдачи для месторождения в целом и по объектам разработки, заложен принцип соблюдения пропорциональности отбора углеводородов по запасам всех залежей месторождения. Значения коэффициентов извлечения конденсата получены в результате обобщения результатов изучения представительных проб разведочных скважин по дифференциальной конденсации пластовых флюидов отдельных залежей. Величина коэффициента извлечения конденсата (0,7) принята Государственной комиссией по запасам (ГКЗ) в соответствии с действующей инструкцией по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин на основе экспериментов, имитирующих процесс дифференциальной конденсации пластовой системы при разработке.

При этом не учитывалось, что в условиях неравномерного ввода объектов в разработку и Нефть и газ при наличии нефтяных оторочек наряду с дифференциальной конденсацией отбор газа частично происходит в условиях контактной конденсации, способствующей увеличению пластовых потерь конденсата в залежи. Приведены данные по средневзвешенным величинам коэффициента извлечения конденсата по УКПГ и объектам разработки в соответствии с утвержденными геологическими и извлекаемыми запасами конденсата (табл.1).

Таблица Начальное содержание конденсата в пластовом газе по объектам разработки УКПГ 1АВ 2В 5В 8В Всего по месторо Объект IА II III IV II III IV II III IV IВ II III ждению разработки Потенциал 34 156 254 299 153 161 209 157 163 197 83 157 161 С5+, г/м Конденсато 0,8 0,7 0,7 0,6 0,7 0,7 0,66 0,73 0,71 0,68 0,86 0,73 0,71 0, отдача Давление, 18 27 28 29 27 28 29 27 28 29 23 27 28 МПа Эффект контактно-дифференциальной конденсации проявляется при неравномерном по площади отборе газа. Анализ текущего состояния разработки нефтяных залежей, выпол ненный ТюменНИИГипрогазом «Уточненный проект разработки залежей нефтяных оторо чек Уренгойского месторождения» показал наличие условий для контактной конденсации углеводородов С5+ в процессе разработки из-за опережающего падения пластового давления в нефтяной части I участка в сравнении с газовой зоной на 25% (пластовое давление в неф тяной зоне 17,6-19,5, в газовой – 22,0-24,0 МПа). Практика разработки месторождения пока зала, что указанная динамика изменения потенциала С5+ не выполняется, отмечается суще ственный разбаланс ожидаемых ресурсов конденсата с добычей, пластовыми потерями и остаточными запасами углеводородов.

Давление максимальной конденсации пластового газа по залежам, судя по результатам экспериментальных исследований, на разведочном этапе находится в пределах 8–13 МПа.

Конечная величина извлечения конденсата из недр по УКПГ-1АВ изменяется от 0,62 до 0,81, по УКПГ–2В;

5В;

8В — 0,62–0,79. При одновременной эксплуатации нескольких за лежей в объекте в зависимости от режима работы скважины, наблюдается их взаимовлия ние. Данные исследований по растворимости и фракционному составу углеродов С5+ по скважинам положены в основу расчета кривых изменения потенциального содержания кон денсата, что позволило выполнить физическое моделирование фазового поведения углево дородных систем в процессе эксплуатации.

ВНИИГАЗом обработаны показатели замеров пластового давления по скважинам Уренгойского месторождения на момент их ввода в эксплуатацию, что позволило оценить долю контактной конденсации по эксплуатационным скважинам. Как показал анализ, с начальным пластовым давлением введено около 35% скважин, в том числе 18 по второму объекту, 30 — по третьему, 12 — по четвертому. В результате исследований получена экспериментальная зависимость коэффициента конден сатоотдачи (К) от доли участия контактной конденсации, которая имеет вид 0,7 0,55 р 0, 46.

К По установлению степени влияния фактора контактной конденсации на величину из влечения углеводородов для газоконденсатной смеси валанжинских отложений Уренгой ского месторождения проведены специальные PVT-исследования. Экспериментальное мо делирование эксплуатации месторождения на истощение осуществляется способом диффе ренциальной конденсации, а разработка в условиях неравномерного отбора газа по площади залежи проводится методом контактно-дифференциальной конденсации пластовой систе мы. Специальный комплекс термодинамических исследований фазового поведения углево дородной системы заключался в последовательном сочетании условий контактной и диф ференциальной конденсации при снижении давления в системе от начального пластового давления 27,60 МПа до атмосферного (1ата). На первом этапе лабораторных исследований основой являлся дифференциальный выпуск пробы пластового газа. В последующих опы Нефть и газ тах отбор газа осуществлялся контактно-дифференциальным методом с долей участия кон тактной конденсации соответственно на 10, 15, 20 и 35% от начального пластового давле ния. Изучение термодинамических характеристик пластовой системы проводили на рекомбинированных пробах насыщенного конденсата и газа сепарации в соответствии с конденсатогазовым фактором (КГФ), замеренным на месторождении при проведении га зоконденсатных исследований скважин. В процессе этого эксперимента определялось давление начала конденсации, а также потери сырого конденсата в ячейке-PVT в зависимо сти от текущего давления. Пластовые потери рассчитывались делением количества выпав шего конденсата на объем загруженного в бомбу-PVT газа сепарации (то есть удельные потери конденсата в см3, отнесенные к одному кубометру газа сепарации). Полученные данные исследований на установке PVT-соотношений по определению влияния фактора неравномерности отбора газа по площади на величину извлечения конденсата представлены (табл. 2).

Таблица Показатели термодинамических исследований газоконденсатной системы Дифферен- Контактная Контактная Контактная Контактная циальная конденсация конденсация конденсация конденсация конденсация (снижение давле- (снижение давле- (снижение давле- (снижение давле ( с Рпл ) ния на 10%) ния на 15%) ния на 20%) ния на 35%) Давле- Пласто- Давле- Пласто- Давле- Пласто- Давле- Пласто- Давле- Пласто ние вые ние вые ние вые ние вые ние вые Рпл, потери, Рпл, потери, Рпл, потери, Рпл, потери, Рпл, потери, г/м3 г/м3 г/м3 г/м3 г/м МПа МПа МПа МПа МПа 27,6 0 27,6 0 27,6 0 27,6 0 27,6 26,5 4,76 26,5 6,57 26,5 12,52 26,5 12,52 26,5 12, 23,5 28,35 24,9 23,67 23,5 41 23,5 46,7 23,5 20,6 49,23 20,6 61,69 20,6 74,3 22,2 64,9 20,6 91, 17,6 67,29 17,6 80,81 17,6 99 20,6 81,3 17,9 14,7 74,48 14,7 98,04 14,7 110,6 17,6 103,5 14,7 11,8 80,88 12,7 102,29 12,7 114,5 14,7 114,5 12,7 9,8 82,15 10,8 106,45 10,8 116,8 12,7 119 10,8 7,8 81,95 8,8 104,99 8,8 117,6 10,8 121,7 8,8 5,9 77,97 5,9 100,06 5,9 116 8,8 121,7 5,9 2,9 68,08 2,9 95,04 2,9 105,08 5,9 117 2,9 0,1 54,04 0,1 82,5 0,1 86,18 2,9 108,9 0,1 – – – – – – 2,6 106,9 – – – – – – – – 0,1 94,2 – – На последней ступени снижения давления (как правило, равной 1 ата) измеряли объем жидкой фазы и ее плотность, оставшейся в ячейке-PVT. На основе полученных данных рассчитывали коэффициент извлечения конденсата. Результаты исследований влияния эффекта неравномерного отбора газа по площади залежи (контактная конденсация углеводородной системы) на конденсатоотдачу Уренгойского месторождения изображены на рисунке и представлены в табл. 3.

Нефть и газ Рисунок. Экспериментальные зависимости конденсатоотдачи от доли изменения пластового давления Таблица Результаты PVT- исследований пластовой углеводородной системы Доля снижения пластового давления Параметр 0% 10% 15% 20% 35% Конденсатоотдача 0,7 0,54 0,52 0,48 0, Таким образом, на основании выполненных на установке PVT- соотношений комплекс ных экспериментальных исследований фазового поведения представительных проб газо конденсатной системы Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения установлено, что коэффициент извлечения конденсата, заложенный в проекте разработки, значительно выше реально выполнимого. Учитывая негативное влияния фактора неравномерности ввода залежи по площади в разработку, возможно снижение прогнозной конденсатоотдачи в сравнении с утвержденной на величину до 6%.

Список литературы 1. Грицеко А. И., Гриценко И. А., Юшкин В. В., Островская Т. Д. Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем.- М.: Недра, 1995.- 342с 2.Краснов И. И., Михеева В. А., Матвеева М. В. Экспериментальные исследования фазового поведения многоком понентных газоконденсатных систем.//Известия вузов. Нефть и газ.- 2006,- №2.- С.21-26.

3.Краснов И. И., Матвеева М. В., Краснова Е. И. Прогнозирование фазового поведения пластовых флюидов газо конденсатных месторождений Западной Сибири. Сб. докл. V Международной научно-практической конференции «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти». - Ставрополь, 2007. - С. 162-163.

Сведения об авторе Краснова Екатерина Ивановна, ассистент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых место рождений», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: 8(3452)485076, e-mail: krasno va.spe@gmail.com, Krasnova E. I., postgraduate student, Department of reservoir engineering and operation of oil and gas fields, Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8 (3452)485076, e-mail: krasnova.spe@gmail.com Нефть и газ УДК 552.578.2: РАСПРЕДЕЛЕНИЕ КОНЦЕНТРАЦИЙ НЕУГЛЕВОДОРОДНЫХ КОМПОНЕНТОВ В СОСТАВЕ ПОДВИЖНОЙ НЕФТИ РАЗНЫХ КЛАССОВ DISTRIBUTION OF MOBILE OIL HYDROCARBON COMPONENTS CONCENTRATIONS OF VARIOUS CLASSES А. В. Сорокин, В. Д. Сорокин, М. Р. Сорокина A. V. Sorokin, V. D. Sorokin, M. R. Sorokina ООО «Омега-К», Тюменский государственный университет, г.Тюмень Ключевые слова: состав подвижной нефти, концентрации азота и диоксида углерода, класс нефти Key words: mobile oil composition, concentration of nitrogen and carbon dioxide petroleum class На основании взаимного соотношения концентраций трех углеводородных компонентов в составе нефти: этана, пропана и суммы бутанов предложен принцип классификации со ставов нефти. Информация об этом приведена в работах [1, 2, 3, 4]. Для более полного ис пользования имеющейся информации путем ввода в классификацию четвертого компонента (суммы пентанов) классификация приобрела окончательный вид [5].

Теоретически число возможных сочетаний соотношений содержания указанных компо нентов равно 64, классам присвоены номера с 0 по 63, к тому же часть сочетаний имеет противоречивые условия. Получено, что все составы нефти могут быть распределены меж ду 24 классами.

Для решения поставленной задачи — исследования особенностей распределений кон центраций азота и диоксида в составе подвижной нефти, использована выборка информа ции в количестве более 2400 компонентных составов, полученных при исследовании ком понентного состава и физико-химических свойств подвижной нефти более 85 нефтяных месторождений Западной Сибири. В процессе анализа используется информация о составах нефти только тех классов, в которых число проб нефти, отнесенное к определенному клас су, максимально. В сумме объем анализируемой ниже информации составляет около 91% всей выборки.

В имеющейся у авторов выборке информации, все составы нефти месторождений За падной Сибири распределены между 21 классом. Число составов нефти в каждом классе очень различно. В трех классах не обнаружено ни одного состава нефти. В ряде классов количество составов достигает нескольких сотен, в других — их количество составляет несколько единиц.

Концентрация неуглеводородных компонентов в составах подвижной нефти месторож дений Западной Сибири, как правило, незначительна. Среди неуглеводородных компонен тов в составе нефти наибольшую концентрацию имеют азот и диоксид углерода. Их содер жание в составе нефти месторождений Западной Сибири находится в интервале от 0 до 2% (мольн.). Остальные неуглеводородные компоненты содержатся в подвижной нефти в значительно меньших концентрациях, следовательно, ошибки определения их концентра ций существенно больше и также меньше количество проб, в которых определено их со держание. По этой причине исследование распределений концентраций остальных неугле водородных компонентов в составе подвижной нефти по группам пластов и классам исклю чено из данного анализа.

Азот и диоксид углерода — компоненты, не задействованные в используемом принципе классификации составов подвижной нефти. По этой причине исследование особенностей распределения их концентраций в составе нефти разных классов имеет самостоятельную информационную ценность.

Приведено распределение долей составов по интервалам значений концентраций диок сида углерода в составе подвижной нефти разных групп пластов (рис.1), откуда видно, что большинство составов нефти месторождений Западной Сибири имеет концентрацию этого компонента, измеряемую в пределах 0–0,6% (мольных).

Большинство составов нефти групп пластов А и Б (90 и 80% соответственно) имеют концентрации диоксида углерода в составе менее 0,24% мольн., а у составов нефти группы пластов Ю максимум распределения менее выражен (более 50% составов имеют концен трацию этого компонента, находящуюся в интервале значений от 0,24 до 0,60% мольн).

Нефть и газ Доля состав ов, % 0,00-0,12 0,12-0,24 0,24-0,36 0,36-0,48 0,48-0,60 0,60-0,72 0,72-0,84 0,84-0, Интервал значений содержания диоксида углерода, % мольн.

- группа пластов А (168 проб);

- группа пластов Б (828 проб);

- группа пластов Ю (887 проб).

Рис. 1. Распределение долей составов по интервалам значений содержания диоксида углерода в составах подвижной нефти групп пластов А, Б и Ю месторождений Западной Сибири Приведена информация о распределении долей составов по интервалам значений со держания диоксида углерода в составах подвижной нефти разных классов (рис. 2), откуда видим, что основная доля составов нефти 31, 60, 62 и 63 классов имеет значения содержа ния диоксида углерода, приходящиеся на начало диапазона значений, а его содержание, в составе нефти других классов лежит в более широком диапазоне значений и не имеет экс тремумов.

Доля состав ов, % 0,00-0,25 0,25-0,50 0,50-0,75 0,75-1,00 1,00-1,25 1,25-1,50 1,50-1,75 1,75-2, Интерв ал значений содержания азота, % мольн.

- 0 класс (98 проб);

- 31 класс (69 проб);

- 32 класс (91 проба);

- 48 класс (200 проб).

Доля состав ов, % 0,00-0,12 0,12-0,24 0,24-0,36 0,36-0,48 0,48-0,60 0,60-0,72 0,72-0,84 0,84-0, И нтерв ал значений содержания диоксида углерода, % мольн.

- 56 класс (271 проба);

- 60 класс (353 пробы);

- 62 класс (485 проб);

- 63 класс (176 проб).

Рис. 2. Распределение долей составов по интервалам значений содержания диоксида углерода в составах подвижной нефти разных классов месторождений Западной Сибири Согласно предложенной выше классификации, составы подвижной нефти 31, 60, 62 и классов объединены двумя условиями: Х С 4 Х С 2 и Х С 4 Х С3, где Х С 2, Х С3, Х С 4 — содержание этана, пропана и суммы бутанов, соответственно в компонентном составе неф ти. Следовательно, нефть с такими соотношениями концентраций указанных компонентов имеет в своем составе пониженное содержание диоксида углерода.

Приведена информация о распределении долей составов по интервалам значений со держания диоксида углерода в составах подвижной нефти пластов разных групп и разных классов месторождений Западной Сибири (рис. 3). Анализируя эти данные, можно сказать, что в составах нефти группы пластов А основное количество информации о значениях со Нефть и газ держания диоксида углерода всех классов сосредоточено в интервале концентраций от 0 до 0,12% мольн., для нефти группы пластов Б максимумы распределения долей составов и интервалам значений содержания диоксида углерода в составе нефти большинства классов расположены также в интервале значений концентраций от 0 до 0,12% мольн., только для нефти 0 класса – в интервале концентраций от 0,12 до 0,24% мольн. Нефть группы пластов Ю всех классов имеет менее выраженные максимумы распределения этого компонента, приходящиеся на интервал значений концентраций от 0,36 до 0,60% мольн.

Анализ информации (см. рис. 3), позволяет увидеть, что почти все составы нефти групп пластов А и Б 31, 60, 62 и 63 классов имеют минимальные значения содержания диоксида углерода.

Сопоставляя информацию (см. рис.1 и 3), можно сказать, что экстремумы в распределе нии долей составов нефти групп пластов А и Б, приходятся на начало указанного диапазона значений концентраций диоксида углерода в составе. Нефть группы пластов Ю части клас сов не имеет явно выраженного максимума. Максимумы распределения имеет нефть груп пы пластов Ю 0 и 30 классов, которые находятся в интервале значений концентраций, рав ном 0,48–0,60% мольн.

40 Доля составов, % Доля составов, % 25 10 0-0,12 0,12-0,24 0,24-0,36 0,36-0,48 0,48-0,60 0,60-0,72 0,72-0,84 0,84-0, 0-0,12 0,12-0,24 0,24-0,36 0,36-0,48 0,48-0,60 0,60-0,72 0,72-0,84 0,84-0, Интервал значений содержания диоксида углерода, % Интервал значений содержания диоксида углерода, мольн.

% мольн.

- группа пластов А, 31 класс (20 проб);

- группа пластов Б, 0 класс (44 пробы);

- группа пластов Ю, 31 класс (25 проб);

- группа пластов Ю, 0 класс (31 проба);

- группа пластов Б, 32 класс (27 проб);

- группа пластов Ю, 30 класс (27 проб). - группа пластов Ю, 32 класс (48 проб).

60 Доля составов, % Доля составов, % 0-0,12 0,12-0,24 0,24-0,36 0,36-0,48 0,48-0,60 0,60-0,72 0,72-0,84 0,84-0, 0-0,12 0,12-0,24 0,24-0,36 0,36-0,48 0,48-0,60 0,60-0,72 0,72-0,84 0,84-0, Интервал значений содержания диоксида углерода, % мольн. Интервал значений содержания диоксида углерода в пробах нефти - группа пластов Б, 48 класс (52 пробы);

60 класса, % мольн.

- группа пластов А (17 проб);

- группа пластов Б (205 проб);

- группа пластов Ю, 48 класс (99 проб);

- группа пластов Б, 56 класс (101 проба);

- группа пластов Ю (126 проб).

- группа пластов Ю, 56 класс (174 пробы).

100 90 80 Доля составов, % Доля составов, % 70 60 50 40 30 20 10 0 0-0,12 0,12-0,24 0,24-0,36 0,36-0,48 0,48-0,60 0,60-0,72 0,72-0,84 0,84-0,96 0-0,12 0,12-0,24 0,24-0,36 0,36-0,48 0,48-0,60 0,60-0,72 0,72-0,84 0,84-0, Интервал значений содержания диоксида углерода в Интервал значений содержания диоксида углерода в пробах нефти 62 класса, % мольн.

пробах нефти 63 класса, % мольн.

- группа пластов А (66 проб);

- группа пластов Б (238 проб);

- группа пластов А (50 проб);

- группа пластов Б (43 пробы);

- группа пластов Ю (81 проба).

- группа пластов Ю (175 проб).

Рис. 3. Распределение долей составов по интервалам значений содержания диоксида углерода в составах подвижной нефти разных классов и пластов разных групп месторождений Западной Сибири Нефть и газ Приведено распределение долей составов по интервалам значений концентраций азота в составах подвижной нефти разных групп пластов месторождений Западной Сибири (рис. 4), где более 60% составов нефти групп пластов А и Б и около 50% составов нефти группы пластов Ю имеют содержание азота в составе менее 0,5% мольн., с максимумами распреде ления, находящимися в интервале значений концентраций от 0,25 до 0,5% мольн.

Доля состав ов, % 0,00-0,25 0,25-0,50 0,50-0,75 0,75-1,00 1,00-1,25 1,25-1,50 1,50-1,75 1,75-2, Интервал значений содержания азота, % мольн.

- группа пластов А (176 проб);

- группа пластов Б (914 проб);

- группа пластов Ю (1141 проба).

Рис. 4. Распределение долей составов по интервалам значений содержания азота в составах нефти групп пластов А, Б и Ю месторождений Западной Сибири Рис. 5 иллюстрирует распределение долей составов нефти разных классов по интерва лам значений содержания азота в них. Видим, что максимумы распределения долей соста вов по интервалам значений содержания азота в составе нефти разных классов находятся в интервале значений от 0,25 до 0,50% мольн., исключения составляют составы нефти 32 класса, для нее максимум приходится на интервал значений от 0,50 до 0,75% мольных.

Доля состав ов, % 0,00-0,25 0,25-0,50 0,50-0,75 0,75-1,00 1,00-1,25 1,25-1,50 1,50-1,75 1,75-2, Интерв ал значений содержания азота, % мольн.

- 0 класс (98 проб);

- 31 класс (69 проб);

- 32 класс (91 проба);

- 48 класс (200 проб).

До л я со с т авов, % 0,00-0,25 0,25-0,50 0,50-0,75 0,75-1,00 1,00-1,25 1,25-1,50 1,50-1,75 1,75-2, Интервал значений содержания азота, % мольн.

- 56 класс (331 проба);

- 60 класс (408 проб);

- 62 класс (538 проб);

- 63 класс (187 проб).

Рис. 5. Распределение долей составов по интервалам значений содержания азота в составах подвижной нефти разных классов месторождений Западной Сибири Нефть и газ Приведено распределение долей составов по интервалам значений содержания азота в составе подвижной нефти разных групп пластов и разных классов (рис. 6). Видим, что характер распределения значений содержания азота в составах нефти всех групп пластов мало отличим. Исключение составляет нефть групп пластов Б и Ю 32 класса. Максимумы распределения долей составов в нефти 32 класса этих групп пластов находятся в интервале с более высокими значениями содержания азота. На основании этого можно сделать вывод, что составы нефти разных групп пластов почти не имеют индивидуально выраженных осо бенностей в распределении долей составов по содержанию азота в их составах.

60 Доля составов, % Доля составов, % 20 0,00-0,25 0,25-0,50 0,50-0,75 0,75-1,00 1,00-1,25 1,25-1,50 1,50-1,75 1,75-2, 0,00-0,25 0,25-0,50 0,50-0,75 0,75-1,00 1,00-1,25 1,25-1,50 1,50-1,75 1,75-2, Интервал значений содержания азота, % мольн.

Интервал значений содержания азота, % мольн.

- группа пластов А, 31 класс (23 пробы);

- группа пластов Б, 0 класс (45 проб);

- группа пластов Ю, 31 класс (29 проб);

- группа пластов Ю, 0 класс (54 пробы);

- группа пластов Б, 32 класс (30 проб);

- группа пластов Ю, 30 класс (33 пробы). - группа пластов Ю, 32 класс (58 проб).

40 35 Доля составов, % 30 Доля составов, % 25 20 15 10 5 0 0,00-0,25 0,25-0,50 0,50-0,75 0,75-1,00 1,00-1,25 1,25-1,50 1,50-1,75 1,75-2,00 0,00-0,25 0,25-0,50 0,50-0,75 0,75-1,00 1,00-1,25 1,25-1,50 1,50-1,75 1,75-2, Интервал значений содержания азота, % мольн.

Интервал значений содержания азота в пробах нефти - группа пластов Б, 48 класс (73 пробы);

класса, - группа пластов Ю, 48 класс (115 проб);

- группа пластов А (15 проб);

% мольн.

- группа пластов Б (219 проб);

- группа пластов Б, 56 класс (121 проба);

- группа пластов Ю (160 проб).

- группа пластов Ю, 56 класс (208 проб).

60 Доля составов, % Доля составов, % 30 0,00-0,25 0,25-0,50 0,50-0,75 0,75-1,00 1,00-1,25 1,25-1,50 1,50-1,75 1,75-2, 0,00-0,25 0,25-0,50 0,50-0,75 0,75-1,00 1,00-1,25 1,25-1,50 1,50-1,75 1,75-2, Интервал значений содержания азота в пробах нефти 63 класса, Интервал значений содержания азота в пробах нефти 62 класса, % мольн.

% мольн.

- группа пластов А (72 пробы);

- группа пластов Б (257 проб);

- группа пластов А (50 проб);

- группа пластов Б (45 пробы);

- группа пластов Ю (198 проб). - группа пластов Ю (89 проб).

Рис. 6. Распределение долей составов по интервалам значений содержания азота в составах нефти разных классов и разных групп пластов месторождений Западной Сибири Выводы Максимумы распределения долей составов нефти групп пластов А и Б месторождений Западной Сибири разных классов по интервалам значений содержания диоксида углерода находятся в близких интервалах значений концентраций;

нефть группы пластов Ю месторождений Западной Сибири разных классов, в боль шинстве случаев, не имеет выраженных максимумов распределения долей составов по ин тервалам значений содержания диоксида углерода в своем составе;

Нефть и газ составы нефти месторождений Западной Сибири делятся на две группы: составы неф ти 31, 60, 62 и 63 классов имеют четко выраженный экстремум в распределении долей со ставов, который расположен в области минимальных значений концентраций диоксида углерода, составы нефти других классов не имеют явно выраженного экстремума;


распределение максимумов долей составов по интервалам значений содержания азота в составах подвижной нефти групп пластов А, Б и Ю месторождений Западной Сибири не имеет выраженных особенностей;

максимумы распределения долей состава подвижной нефти 32 класса групп пластов Б и Ю месторождений Западной Сибири находятся в интервале с более высокими значениями содержания азота по сравнению с составами нефти других классов;

установлена связь между относительным содержанием суммы бутанов в составе под вижной нефти 31, 60, 62 и 63 классов месторождений Западной Сибири и содержанием ди оксида углерода в нем.

Список литературы 1. Сорокин А. В., Сорокин В. Д., Сорокина М. Р. Основные закономерности распределения начальных компонен тов в составе подвижной нефти. // Известия вузов. Нефть и газ. –2006, - № 1. – С. 38-43.

2. Сорокин А. В., Сорокин В. Д. Распределение концентрации индивидуальных компонентов в подвижной нефти различных типов состава. // Известия вузов. Нефть и газ. – 2006, - № 3. - С. 39-44.

3. Сорокин А. В., Сорокин В. Д., Сорокина М. Р. Закономерности распределения начальных компонентов в соста ве подвижной нефти месторождений Западной Сибири. // В сб. «Моделирование технологических процессов нефтедо бычи». - Тюмень: Издательство «Вектор-Бук», 2006, № 6. - С. 22-28.

4. Sorokin A. V., Sorokin V. D. The basis of oil classification by compositional analysis. //ROGTEC, 2007, №9. – pp.20 30.

5. Сорокин А. В., Сорокин В. Д. Распределение компонентных составов подвижной нефти месторождений Запад ной Сибири по классам. // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири:

материалы Международной академической конференции (Тюмень, 17–19 сентября 2008 года). - Тюмень: ФГУП «ЗапСибНИИГГ», 2009. – С. 219-226.

Сведения об авторах Сорокин Александр Владимирович, заместитель директора по научной работе, ООО «Омега-К», тел.(3452) 30-16- Сорокин Владимир Дмитриевич, генеральный директор, ООО «Омега-К», тел.:(3452) 30-16- Сорокина Марина Рашидовна, к.т.н., доцент, начальник отдела аспирантуры и докторантуры, Тюменский го сударственный университет, тел.(3452) 46-18- Sorokin A. V., Deputy Director in scientific work, Limited Liability Company «OMEGA-K», phone: +7(3425) 30-16- Sorokin V. D., Director General, Candidate of Technical Sciences, Limited Liability Company «OMEGA-K», phone:

+7(3425) 30-16- Sorokina M. R., Candidate of Technical Sciences, assistant professor, Head of Postgraduate Education and Doctoral Training Department, Tyumen State University, phone: +7(3452) 46-18- УДК: 622. МЕТОД ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ПОСРЕДСТВОМ НАГНЕТАНИЯ МАГНИТНОЙ ЖИДКОСТИ METHOD OF RESERVOIRS OIL RECOVERY ENHANCEMENT VIA INJECTION OF MAGNETIC LIQUID А. В. Стрекалов, А. А. Барышников A.V. Strekalov, A. A. Baryshnikov Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень Ключевые слова: метод повышения нефтеотдачи, магнитная жидкость, электромагнитное воздействие, вытеснение, нанометровые размеры Key words: method oil recovery enhancement, magnetic liquid, electromagnetic effect, displacement, nanometer dimensions Данная статья посвящена проблеме вытеснения нефти водой с использование сопутст вующего агента. Известно, что в среде, состоящей из микрокапилляров, поршневого вытес нения не происходит из-за крайне неравномерного фронта вытеснения. В связи с этим тре буется использование дополнительных вытесняющих агентов, которыми в той или иной мере можно управлять дистанционно посредством скважин. В качестве такого вытесняю щего агента предлагается использовать магнитную жидкость, которая будет являться транс лятором электромагнитного воздействия в градиент давления.

Ферромагнитная жидкость (ФМЖ) — (магнитная жидкость, феррофлюид) (от латинско Нефть и газ го ferrum — железо) — жидкость, сильно поляризующаяся в присутствии магнитного поля.

Основная идея и метод воздействия на процесс вытеснения заключается в следующем:

подается напряжение на пару или более скважин, которое формирует электромагнитное поле. По мере поступления магнитной жидкости в пласт внешнее электромагнитное поле формирует дополнительные силы, действующие на частицы магнитной жидкости в соответ ствии с распределением напряженности (рис.1).

Рис. 1. Движение магнитной жидкости по линиям напряженности электрического поля от нагнетательной скважины к добывающей Движение нефти и вытесняющего агента происходит быстрее, то есть с большими гра диентами давления по линиям напряженности электромагнитного поля.

Очевидно, посредством формирования распределения электромагнитной напряженно сти различного рода вследствие интерференции некоторой совокупности скважин – источ ников электрического потенциала, появляется возможность управления фильтрационными потоками.

Рис. 2. Силовые линии трех заряженных частиц Для эффективного использования такого метода вытеснения одной из проблем является дизайн магнитной жидкости, которая является дополнительным к воде вытесняющим аген том. Под дизайном здесь подразумевается подбор физических свойств и соответствующего им химического состава.

Магнитная жидкость должна обладать следующими свойствами:

состоять из частиц нанометровых размеров (10 нм и менее);

магнитными свойствами;

низкой вязкостью;

Нефть и газ частицы не должны слипаться, так как при этом будет происходить кальматация по рового пространства.

Магнитная жидкость должна состоять из твердых частиц оптимальных размеров. Час тицы не должны слипаться, чтобы не закупоривать поровые пространства. Во избежание снижения эффективности вытеснения частицы также не должны распадаться.

Таких свойств можно достичь при создании раствора на основе ПАВ (поверхностно активных веществ). Для создания такого раствора и магнитной жидкости на его основе ис пользовались следующие материалы:

трехвалентная соль железа;

двухвалентная соль железа;

аммиачная вода;

дистиллированная вода;

ПАВ.

Магнитная жидкость состоит из частиц нанометровых размеров 1–100 нм материала, содержащего железо, взвешенных в несущей жидкости (рис. 3). Такие частицы могут проходить через тонкие микрокапилляры поровых коллекторов.

Рис. 3.

Фотография магнитной жидкости при помощи микроскопа Для исследования характеристик движения магнитной жидкости за счет электромагнит ного поля проведены простые лабораторные опыты. Результаты опытов свидетельствуют о том, что возможно добиться увеличения скорости движения частиц магнитной жидкости особенно вблизи источника магнитного или электромагнитного поля.

При увеличении расстояния от частиц ФМЖ до источника электромагнитного поля на пряженность резко снижается. Это является основной причиной снижения эффективности данного метода.

Для расширения спектра воздействия в дальнейшем планируется проведение экспери ментов по воздействию высокочастотного электромагнитного поля источниками высоких напряжений (до50 кВ).

Список литературы 1.Кицис С. И., Белоусов П. Л., Ульянов М. В. / Перспективы применения метода электровоздействия на продук тивный нефтегазосодержащий пласт для интенсификации притоков нефти к скважинам. 1988г./ Сборник научных трудов «Проблемы освоения энергетических ресурсов Западно-Сибирского нефтяного комплекса» ТГУ ТИИ им.

Ленинского комсомола.1988г. - С.100-104.

2. Годунина Н. Б. Использование данных магнитного моделирования в расчетах фронта вытеснения нефти водой.

Тезисы доклада на Всесоюзной научно-технической конференции «Нефть и газ Запад6ной Сибири. Проблемы добычи и транспортировки». - Тюмень, 1985.- С.32-33.

3.Ярославов Б. Р., Годунина Н. Б. Сопоставление основных характеристик полей различной физической природы.

ТюмИИ – В сб. Вопросы разработки нефтяных месторождений. Под. Ред. Ю. П. Желтова. – Тюмень: ТГУ, 1982. С. 30-36.

Сведения об авторах Стрекалов Александр Владимирович, д.т.н., доцент, Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел.:8 (3452) 41-68- Барышников Александр Александрович, ассистент, Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел.: 8(3452) 41-68- Strekalov A. V., PhD, associate professor, Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452) 41-68- Baryshnikov A. A., assistant, Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8 (3452) 41-68- Нефть и газ УДК 622. ТЕХНОЛОГИИ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА СЕНОМАНСКИХ СКВАЖИН TECHNOLOGY STIMULATION CENOMANIAN WELLS Е. В. Паникаровский, В. В. Паникаровский, З. А. Мурзаулугов E. V. Panikarovsky, V. V. Panikarovsky, Z. A. Murzaulugov ООО «ТюменНИИгипрогаз», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень Ключевые слова: призабойная зона, вынос песка, механические методы, химические методы, дебит Key words: bottomhole zone, sand, mechanical methods, chemical methods, debit Основной проблемой эксплуатации скважин, призабойная зона (ПЗП) которых сложена слабосцементированными породами является вынос песка в ствол скважины. Основными причинами разрушения ПЗП являются геологические и технологические, а приоритетами в данном случае следует считать геологические причины. Перечень геологических причин разрушения ПЗП связан со степенью сцементированности пород пласта, его уплотненно стью и глинистостью. Диапазон изменения глинистости пород-коллекторов сеномана, опре деленный по данным геофизических исследований (ГИС) может изменяться от 10 до 60 %, хотя по основным продуктивным пластам этот параметр изменяется от 10 до 30%. По дан ным ГИС породы сеномана при глинистости более 20,0% оказываются более устойчивыми и не разрушаются при эксплуатации. Внедрение в газовую залежь в процессе эксплуатации подошвенных вод приводит к растворению глинистой составляющей цемента и разруше нию продуктивного пласта, что увеличивает вынос песка в ствол скважины. Из технологи ческих причин значительное влияние на вынос песка оказывают величина депрессии и ре прессии на пласт. Технологические причины были заложены в проекты разработки сено манских залежей с учетом высоких начальных характеристик добычи газа и использования лифтовых колонн большого диаметра до 168 мм [1]. В настоящее время при эксплуатации сеноманских залежей Уренгойского, Северо-Уренгойского, Ен-Яхинского и др. месторож дений активно проявляется водонапорный режим, а работа скважин осложняется обводне нием их конденсационными, подошвенными водами и разрушением ПЗП в результате вы носа песка. Значительное падение пластового давления в газовых залежах, подъем газово дяных контактов (ГВК), обводнение и разрушение ПЗП, образование гидратов и песчаных пробок являются основными факторами, определяющими падение добычи газа на большин стве сеноманских газовых залежей. Последствия выноса песка в ПЗП приводят к образова нию каверн, пробкообразованию, износу внутрискважинного оборудования, отложениям песка в наземном оборудовании и трубопроводах. Для ликвидации песчаных пробок и сни жения выноса песка на поверхность используют один из эффективных методов борьбы с пескопроявлениями — это ограничение отбора газа из скважин с пескопроявлениями, что приводит к падению добычи газа. Поэтому более рациональными способами крепления ПЗП являются механические, химические и физико-химические методы.


К механическим методам относится применение противопесочных сетчатых, спираль ных и гравийных фильтров.

Химические методы основаны на закреплении пород ПЗП вяжущими и цементирующи ми веществами: смолами, силикатами, цементом и др. Они обеспечивают определенную устойчивость ПЗП, но сокращают проницаемость пород [2].

В химических методах крепления ПЗП используются различные типы синтетических смол: эпоксидных, уретановых, акриловых и др.

Составы на основе смол должны характеризоваться основными свойствами: обеспечи вать прочность призабойной ПЗП, незначительно снижать фильтрационные характеристики пород. В связи с увеличением объема работ по ликвидации песчаных пробок в скважинах, эксплуатирующих сеноманские залежи газа, на Уренгойском, Ямбургском и Медвежьем месторождениях применяются механические и химические методы крепления ПЗП.

На Уренгойском месторождении используется технология ограничения пескопроявле ний установкой противопесочных фильтров ФСП-168 и гравийных фильтров ФСК-114. До установки фильтров при проведении исследований в скважинах установили вынос пласто вого песка от 2,50 до 43,68 г на 1000 м3 добываемого газа. В результате геолого технических мероприятий (ГТМ) после установки фильтров дебит скважин увеличился на 14%, а депрессия снизилась на 12%. На Медвежьем месторождении использовался комби нированный сетчатый и гравийный фильтры, изготовленные на базе фильтра ФСП-168.

Данными фильтрами оборудовались скважины, где вынос песка достигал от 7,40 до 22,45 г Нефть и газ на 1000 м3 добываемого газа. Увеличение дебита скважин происходило в течение трех лет эксплуатации и составило 30% от текущего дебита скважин (рис. 1).

Рис. 1. Динамика изменения дебита скв. 145 Уренгойского месторождения до и после установки фильтра ФСК- Из химических методов укрепления ПЗП сеноманских скважин используют закачку эмульсии в соотношении 1:1 или 1:2, где в качестве эмульгатора используют 10%-ные вод ные растворы -олефинсульфонатов с углеводородами или ПАВ с концентрацией в жидком стекле от 0,15 до 0,30%.

В качестве гелеобразователя раствора применяется метанол с добавкой ацетона от 10 до 30 % в объемном соотношении с жидким стеклом не менее 1,0 : 1,4. В качестве отвердителя раствора использовался водно-спиртовой раствор хлористого кальция с содержанием спир та (метанола) в растворе от 30 до 50%. Слабосцементированные пески, обработанные дан ным составом, повышают свои прочностные характеристики от 6,0 до 10,0 МПа, но снижа ют проницаемость ПЗП на 50%.

По результатам проведенных работ по креплению ПЗП скважин составами с жидким стеклом вынос воды в добываемом газе прекратился, хотя первоначальный вынос жидкости достигал 0,02 м3 на 1000 м3 добываемого газа (рис. 2).

Рис. 2. Динамика изменения дебита скв. 231 Уренгойского месторождения до и после закрепления ПЗП составом с жидким стеклом Нефть и газ Длительность эффекта геолого-технических мероприятий от закрепления ПЗП жидким стеклом составляет пять лет после проведения ремонта на 50% эксплуатационных скважин.

Укрепление ПЗП скважин закачкой уретановой смолы для предупреждения пескопрояв лений является одним из химических методов, применяемых на скважинах Уренгойского месторождения. Этот метод позволяет сохранить фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пласта и предотвратить вынос песка в ствол скважины. Технология снижения песко проявлений при закачке уретановой смолы основана на последовательной закачке в ПЗП раствора уретановой смолы с ацетоном с содержанием воды от 5 до 8%. В результате закач ки уретановой смолы на скважинах Уренгойского месторождения, где вынос жидкости и песка достигал 50 см3 и 10 г на 1000 м3 добываемого газа, после закрепления ПЗП вынос песка прекратился, а продуктивность скважины не снизилась.

Осложнившиеся геолого-технические условия добычи газа из сеноманских залежей тре буют применения новых технологий и материалов для условий аномально низких пласто вых давлений на различных стадиях обводнения скважин. Данные технологии должны обеспечивать селективную изоляцию обводненных интервалов созданием водонепроницае мых экранов в обводнившейся части продуктивного пласта с сохранением ФЕС пород.

В качестве основной технологии для водоизоляционных работ принята технология с ис пользованием нафтената натрия [3]. Это пастообразное гидролитически устойчивое вещест во получают взаимодействием нафтеновых кислот с водным раствором NaOH.

Изоляционные работы начинают с установки цементного моста в интервале перфорации продуктивного пласта с целью предотвращения проникновения технологических жидкостей и водоизоляционных материалов в газонасыщенную часть пласта. После определения гер метичности цементного моста и эксплуатационной колонны проводится их опрессовка и разбуривание цементного моста. Основная часть ремонтных работ связана с перфорацией обводнившейся части пласта и закачкой раствора нафтената натрия и хлористой соли через разделительный буфер в пласт, в течение трех циклов по закачке растворов.

На заключительной стадии устанавливают цементный мост для герметизации перфори рованного интервала и опрессовывают его. После извлечения технологических НКТ прово дится реперфорация интервала газоносного пласта, спуск НКТ и освоение скважины.

Продолжительность эффекта ремонтно-изоляционных работ (РИР) с использованием нафтената натрия на скважинах Уренгойского месторождения достигла трех лет. Дополни тельная добыча газа после проведения РИР составила 4,2 млрд м3.

Таким образом, чтобы сохранить уровень добычи газа из сеноманских залежей, необхо димо применять передовые технологии для борьбы с обводнением скважин, которые в ус ловиях эксплуатации предотвращают обводнение скважин из-за конденсационных и пла стовых вод.

Список литературы 1 Дубина Н. И. Механизм обводнения добывающих скважин на завершающей стадии разработки сеноманских за лежей // - М.: ООО Недра-Бизнес - центр, 2007. - 109 с.

2 Ланчаков Г. А., Дудов А. Н., Маринин В. И. и др. Повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ на скважинах Уренгойского месторождения. - М., ВНИИОЭНГ, 2005. – 104 с.

3 Сулейманов Р. С. Стратегия развития ресурсной базы ООО «Уренгойгазпром». Проблемы освоения месторож дений Уренгойского комплекса. Сб. научных трудов ООО «Уренгойгазпром» // - М.: ООО Недра-Бизнес - центр, 2003.

– С. 8-14.

Сведения об авторе Паникаровский Евгений Валентинович, к. т. н., научный сотрудник лаборатории по эксплуатации и ремонту скважин, ООО «ТюменНИИгипрогаз», тел.: 8(3452) Паникаровский Валентин Васильевич, д.т. н., ведущий научный сотрудник лаборатории вскрытия продуктив ных пластов и повышения продуктивности скважин, ООО «ТюменНИИгипрогаз», тел.: 8(3452) Мурзаулугов Зохиджон Абдулазизович, аспирант, Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень, тел.:7-908-868-88- Panikarovskii E. V, scientific worker, Laboratory of wells repair and operation, Limited liability company «TyumenNII giprogas», phone: 8 (3452) Panikarovskii V. V. Doctor of Technical Sciences, leading scientific worker, Laboratory of producing formations drilling and wells productivity improvement, Limited liability company «TyumenNIIgiprogas», phone:8(3452) Murzaulugov Z. A., post graduate, Tyumen State Oil and Gas University, Tyumen, phone: Нефть и газ УДК 622. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЗАЛЕЖЕЙ С ВЯЗКОВЯЗКИМИ НЕФТЯМИ EXPLOTATION OF DEPOSITS OF HIGH VISCOSITY OILS В. А. Коротенко, А. Н. Сумин, А. К. Ягафаров, Н. П. Кушакова V. A. Korotenko, A. N. Sumin, A. K. Yagapharov, N. P. Kushakova Тюменский государственный нефтегазовый университет, Тюменский государственный архитектурно-строительный университет, г.Тюмень Ключевые слова: залежь с высоковязкими нефтями, начальный градиент давления, постоянный дебит, постоянная депрессия Key words: high-viscous oil deposit, initial pressure gradient, constant rate, constant drawdown Нефти, насыщенные парафинами, асфальто-смолистыми веществами, обладают высокой динамической вязкостью, значение которой по разным источникам колеблется от 100 до 500 мПа·с [1, 2]. Нефти с такими свойствами не подчиняются закону Ньютона и описыва ются либо уравнением Бингама – Шведова, либо нелинейными соотношениями между на пряжением сдвига и скоростями деформации сдвига. Ниже рассматривается задача о плос ко-радиальной фильтрации вязкопластической жидкости, подчиняющейся обобщенному закону Дарси. Искомое уравнение [3] в цилиндрических координатах запишется в виде p 1 p [r ( g )]. (1) t rr r Начальное условие запишем в виде p ( r,0 ) p 0. (2) Граничные условия при работе скважины с постоянным дебитом Q следующие:

p Q (3) r q rc r p g. (4) r r (t ) Здесь и коэффициенты пьезо – и гидропроводности, g- начальный градиент давления, (t) – радиус зоны возмущения (воронки депрессии).

Воспользуемся методом интегральных преобразований, предложенным Баренблаттом Г. И., решение будем искать в виде rn r r p (r, t ) c(t ) a (t ) Ln b(t ) n Ln, (5) (t ) (t ) (t ) c(t), a(t), b(t) — определяются из начальных и граничных условий Депрессия p=p-p0 определяется как rn r r p(r, t ) qLn ( g (t ) q ) n Ln. (6) (t ) (t ) (t ) После интегрирования (1) получим кубическое уравнение для определения (t), приближенное решение которого будет t (n 2) 2 (q grc ) qn(n 4) 3 (7) (t ) g 12 g n =1,2,3…. определяется по «близости» фактических и расчетных значений.

Рассмотрим результаты испытания скв. 12 Русского месторождения.

Нефть и газ Q=8м3/сут, к=400 мД, =300 мПа·с, h=20м, *=3,3·10-4 1/МПа, rc=0,1м, g=5,14·105 Па/м, t=2сут. Фактическая депрессия равна 2,9 МПа. По известным формулам определяем пара метры:

м3 м 0,55 10 6 Па.

26,67 10, 0,004,q Пас с Расчетные значения депрессий определяются по (6). Выражения для (t) определяем по формулам (7) (табл.1).

Таблица Расчет депрессий, подсчитанных по (6), для разных n n (t), м (7) p, МПа (6) Отн.погр.,% 1 8,01 3,12 -7, 2 9,61 2,96 -2, 3 11,05 3,03 -4, 10 18,23 3,22 -10, При n =2 относительная погрешность минимальна и с ростом n возрастает.

Рассмотрим фильтрацию вязкопластической жидкости в случае, когда давление на забое эксплуатационной скважины постоянно. Граничное условие (3) заменится следующим:

p(rc,t)=pc. (8) Из соотношения (5) для условий (2),(4),(8), получим распределение давления в пласте в виде rn p r p r, (9) p(r, t ) p0 Ln ( g (t ) ) Ln n rc r (t ) (t ) (t ) Ln c Ln (t ) (t ) pc.

p p Применяя метод интегральных соотношений также как и для случая эксплуатации скважины при постоянном дебите, получим кубическое уравнение для определения радиуса контура влияния, приближенное решение которого запишется в виде 2 n ( n 4) ( n 2) 2 t (t ), (10) p где, R — радиус контура питания принимается постоянным.

R gLn rc Дебит определяется формулой 2 kh p Q. (11) (t ) Ln rc По сравнению с классической формулой Дюпюи постоянный радиус контура питания R заменяется переменным радиусом возмущения давления. С ростом (t) при постоянной де прессии дебит убывает.

Пусть R =200 м, остальные данные возьмем из предыдущего примера. Сравним дебит, определяемый формулой (11), с фактическим дебитом, равным 8м3/сут (табл. 2).

Нефть и газ Таблица Расчет дебитов, подсчитанных по (11), для разных n с фактическим значением Q,м3/сут (11) n (t),м (10) Отн.погр.,% 1 14,23 8,76 -9, 2 14,27 8,75 -9, 3 13,09 8,91 -11, 4 10,68 9,30 -16, Относительная погрешность при расчете дебита при постоянной депрессии для соответ ствующих n и выше. Наименьшая относительная погрешность получается при n=2, также получается при расчете депрессии при постоянном дебите (см. табл. 1). Расчеты показали, что с ростом R относительная погрешность незначительно увеличивается.

При выводе приближенной формулы (10) параметр зависит от радиуса контура пита ния, что влияет на вычисление радиуса возмущения давления. Если взять параметр в виде p, (t ) gLn rc а затем подставить в выражение(10), то получим трансцендентное уравнение для определе ния, которое можно решить методом итераций. В качестве начального, нулевого прибли жения берем =R=200м. Первые приближения для n=1,2,3,4 совпадают со значениями и Q (см. табл. 2). При дальнейших расчетах получаем, что для n=1,3 значения и Q сходятся на четвертой итерации, а для n=2 сходимость имеет место после третьей итерации. В таблице приведены результаты вычислений.

Таблица Результаты расчетов дебитов методом итераций n (t),м Q,м3/сут (11) Отн. погр., % 1 15,42 8,62 -7, 2 14,23 8,76 -9, 3 10,76 9,29 -16, Сравним результаты расчетов (см. табл. 2 и 3). Для n=1 относительная погрешность рас четного дебита уменьшается, при n=2 практически остается постоянной, n=3 увеличивается.

Таким образом, получены соотношения для определения расчетных величин депрессии при постоянном дебите и дебита при постоянной депрессии для скважин, эксплуатирующих залежи с высоковязкими нефтями. Установлено, что радиусы возмущения давления при эксплуатации скважины с постоянным давлением больше, чем при работе скважины с по стоянным дебитом. Показано, что при с эксплуатации с постоянным дебитом, в уравнении (5) для определения давления в пласте в третьем слагаемом следует полагать n=2. При экс плуатации скважины с постоянным забойным давлением в соотношении (9) в третьем сла гаемом следует полагать n=1.

Список литературы 1. Девликамов В. В., Хабибуллин З. А., Кабиров М. М. Аномальные нефти. - М.: Недра, 1975г. – 168 с.

2. Гиматутдинов Ш. К. Ширковский А. И. Физика нефтяного и газового пласта: Учеб. для вузов. – М.: Недра, 1982. – 311 с.

3. Огибалов П. М., Мирзаджанзаде А. Х. Нестационарные движения вязкопластичных сред. - М.: МГУ, 1977г. – 372 с.

Сведения об авторах Коротенко Валентин Алексеевич, к.т.н., доцент, кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел.: 8(3452) Сумин Артем Николаевич, аспирант, кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторожде ний», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел.:8(3452) Ягафаров Алик Каюмович, д.г.–м. н., профессор, Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел.: 8(3452) Кушакова Нелли Петровна, к.т.н., доцент, строительно-архитектурный университет, г. Тюмень Korotenko V. A., Candidate of Technical Sciences, associate professor at department «Development and operation of oil and gas fields», Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452) Нефть и газ Sumin A. N., post graduate at Department «Development and operation of oil and gas fields», Tyumen State Oil and Gas University, phone: (3452)41-68- Yagafarov A. K., Doctor of Sciences in Geology and Mineralogy, professor at Tyumen State Oil and Gas University, phone: 3452) Kushakova N. P., Candidate of Technical Sciences, associate professor, Building-rchitectural University УДК 622. РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМОВ НАЗНАЧЕНИЯ ТИПА СКВАЖИН НА ОСНОВЕ ТЕОРИИ ОПТИМАЛЬНОГО УПРАВЛЕНИЯ DEVELOPMENT OF ALGORITHMS FOR ASSIGNMENT OF THE WELLS TYPE BASED ON THE OPTIMAL CONTROL THEORY С. П. Родионов, В. П. Косяков S. P. Rodionov, V. P. Kosyakov Тюменский филиал ИТПМ им.С. А. Христиановича СО РАН, ЗАО «КОНКОРД», Тюменский государственный университет, г.Тюмень Ключевые слова: оптимизация системы разработки месторождений, оптимальное управление, тип скважины Key words: оptimization of field development, optimal control, injection well, production well Моделирование оптимального управления разработки нефтяных месторождений пред ставляет актуальную проблему. Соответствующие задачи, заключаются, в частности, в оп ределении наиболее пригодных с точки зрения выбранного целевого функционала вариан тов мест разбуривания скважин, оптимизации режимов работы скважин, а также в назначе нии типа (нагнетательные/добывающие) скважин в момент начала разработки залежи и в изменении уже существующей системы разработки.

В настоящей работе рассмотрена задача об определении варианта назначения типа скважин на участке нефтяного пласта при известном их расположении. В качестве целевого функционала использовался объем извлекаемой нефти за определенный период времени (период разработки).

Задача назначения типа скважин включает подзадачу расчета градиента целевого функ ционала по управляющим переменным, которая может быть решена на основе методов тео рии оптимального управления [1, 2]. В этой подзадаче фазовые переменные представляют переменные — значения забойного давления на скважинах. Соотношения в виде равенств, связывающие фазовые переменные и управления, представляют уравнения фильтрации двухфазных несжимаемых жидкостей (нефти и воды).

Решение поставленной задачи сталкивается со значительными вычислительными затра тами. Для уменьшения количества расчетов, при сохранении их точности, то есть в опреде лении варианта назначения типов скважин, близкого к наилучшему, необходима разработка эффективных методов и алгоритмов.

В данной работе предложены два новых эффективных алгоритма решения задачи. Пока зано их преимущество по сравнению с алгоритмом, ранее предложенным в [2]. Исследова ние назначения типа скважин рассматривалось на примере элемента галереи скважин при двух значениях периода заводнения: для случая текущего (форсированного) отбора нефти и поздней стадии, когда обводненность скважин достигает 80%. Установлено, что количе ство добываемой нефти существенно зависит от варианта назначения скважин.



Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 5 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.