Повышение достоверности переоценки запасов УВ на завершающей стадии разработки месторождения | Статья в журнале «Молодой ученый»

Автор:

Рубрика: Геология

Опубликовано в Молодой учёный №6 (17) июнь 2010 г.

Статья просмотрена: 66 раз

Библиографическое описание:

Чонка Е. М. Повышение достоверности переоценки запасов УВ на завершающей стадии разработки месторождения // Молодой ученый. — 2010. — №6. — С. 107-110. — URL https://moluch.ru/archive/17/1658/ (дата обращения: 19.07.2018).

Несмотря на большой накопленный опыт в построении петрофизических моделей для коллекторов различных типов, используемых для интерпретации ГИС при подсчете запасов УВ, при подготовке исходных данных для геолого-технологических и гидродинамических моделей, недопустимо мало уделяется внимания построению петрофизической основы на стадии разработки залежей УВ. С изменением термобарических условий в процессе разработки залежи существенно меняются и физико-механические и петрофизические параметры пород, и, как следствие, виды петрофизических связей. Однако, в большинстве случаев, при переоценке запасов УВ это не учитывается.

Особенно актуальна эта проблема старейшего нефтедобывающего района России – Тимано-Печорской провинции (ТПП). Из 152 месторождений, расположенных в Республике Коми, большая часть находится в разработке, причем 19 месторождений с падающей добычей, у которых выработанность запасов превышает 60%. Статистические данные свидетельствуют, что при повторном пересчете запасов УВ наблюдается систематическое изменение (как правило, уменьшение) балансовых и извлекаемых запасов по сравнению с первоначальными. Обычно эти изменения принято объяснять более сложным строением залежи по сравнению с первоначальными подсчетными моделями. Однако фильтрационно-емкостная модель залежи могла измениться и в процессе разработки.

Для повышения надежности оценки запасов УВ необходимо получение более полной и достоверной информации, на которой основывается подсчет запасов. В этом аспекте необходимо проводить системный анализ взаимосвязи строения емкостного пространства с учетом современного напряженно-деформированного состояния залежи, что в конечном итоге позволяет получить близкие к реальным характеристики ФЕС.

В настоящей статье рассмотрено влияние барических условий на ФЕС коллекторов Печорокожвинского месторождения, расположенного в пределах южной части Печоро-Кожвинского мегавала.

Залежь УВ верхне-среднедевонского возраста была открыта в 1962 году, эксплуатация началась с 1972 года. На Печорокожвинском НГКМ пробурено 38 скважин (скв. 21-26, 58-66, 68-74, 92, 94-96, 101-110, 114, 161), в том числе 16 глубоких (скв. 21-26, 101-110), вскрывших осадочные отложения от четвертичных до среднедевонских. В тектоническом отношении Печорокожвинское месторождение приурочено к одноименной антиклинальной складке, осложняющей южную часть Печорогородской ступени-структуры II порядка, входящей в состав Печоро-Кожвинского мегавала. Печорокожвинская структура имеет изометричную форму с незначительно вытянутой юго-восточной периклиналью. Особенностью строения складки является изменение её морфологии по разрезу осадочного чехла (при близкой в целом конфигурации структуры), обусловленное различным проявлением разрывных дислокаций, нарушающих залегание поддоманиковых и каменноугольно-пермских отложений. В осадочном чехле Печоро-Кожвинского мегавала и примыкающих к нему районов выделен ряд нефтегазоносных комплексов, наиболее перспективным из которых является среднедевонско-нижнефранский НГК.

На момент разработки залежи значения начальных пластовых термобарических условий составляли: давление 39,6 МПа, температура 74,7 ºС. За период разработки залежи пластовое условия существенно изменились. На конец 2006 года пластовое давление, например, снизилось в отдельных скважинах до 11 МПа (скв. 103). Эксплуатационные скважины 102-108, пробуренные в 1984-1994 г.г., при вскрытии продуктивной части разреза уже имели пластовые давления 25-20 МПа.

При отборе керна из скважины и выносе его на поверхность нагрузка на породу уменьшается. Поскольку твердая, жидкая и газовая фазы породы являются упругими средами, то естественно полагать, что при уменьшении давления произойдет упругое изменение объема этих фаз, что в свою очередь отразится на значениях физических характеристиках породы в целом. Известно, что в процессе диагенеза порода неоднократно подвергается знакопеременным нагрузкам различной амплитуды. Согласно теории деформаций пористых сред при неоднократном воздействии давлений превалирующим видом деформаций остаются упругие. Поэтому можно предположить, что при отборе и выносе керна на поверхность, порода в основном претерпевает упругие (обратимые) деформации, что приводит также к обратимым изменениям физических параметров [3]. В результате снижения в процессе разработки пластового давления и сохранения без изменений горного давления вышележащих пород происходит перераспределение напряжений и часть нагрузки, которую принимал на себя содержащийся в порах горных пород флюид (газ, вода, нефть и т.д.), будет воспринимать уже скелет породы, ее твердая матрица [2].

Известно, что наибольшее влияние пластовые условия оказывают на емкостные, фильтрационные, электрические и акустические свойства коллекторов [3]. Для оценки характера влияния барических условий на ФЕС коллекторов были исследованы образцы керна Печорокожвинского месторождения. Для различных эффективных давлений рассчитывались такие параметры, как коэффициент пористости (Кп пл), относительное сопротивление или параметр пористости (Рп пл) и интервальное время (ΔТпл). Перечисленные параметры вычислялись по следующей методике.

Коэффициент пористости определялся по формуле:

 %,                                        (1)

где Vпор – объем всех пор в породе, см3;

    Кп атм – коэффициент пористости в атмосферных условиях, измеренный на образцах керна, %;

    ΔVиспр – объем пор, исправленный за влияние давления, см3.

ΔVиспр рассчитывался по формуле:

 см3,                                                 (2)

где ΔVΣ – сумма предыдущего и последующего значений объема пор при различных эффективных давлениях, см3;

    а – поправка за давление, различная для первой и второй установок, на которых исследовался образец керна, см3;

    b – коэффициент установки, b = 0,000252 – для первой установки, b = 0,0005 – для второй установки.

Сопротивление породы определялось по формуле:

 Ом∙м,                                                             (3)

где U – напряженность установки при различных эффективных давлениях, мВ;

    I - сила тока, I = 1 мА;

    S – площадь изучаемого образца, см2, S = , где d – диаметр образца, см;

    l – длина образца, см.

Параметр пористости определялся по следующей формуле:

,                                                                   (4)

где ρп – сопротивление образца, Ом∙м;

   ρв – сопротивление пластовой воды, Ом∙м.

Сопротивление пластовой воды для изучаемых образцов Печорокожвинского месторождения составляет 0,055 Ом∙м.

Интервальное время определялось по формуле:

 мкс/м,                                                   (5)

где t – время прохождения упругой волны через образец при различных эффективных давлениях, мкс;

    τз – время задержки импульса, мкс, τз = 3,3 – для первой установки, τз = 2,92 – для второй установки;

    l – длина образца, см.

При сопоставлении с аналогичными параметрами (Кп атм, Рп атм, ΔТатм), полученными для нормальных условий, были построены графики зависимостей Кп атм = f(Кп пл), Рп атм = f(Рп пл), ΔТатм = f(ΔТпл), а также Рп пл = f(Кп пл), ΔТпл = f(Кп пл) для различных классов коллекторов изучаемого месторождения. На рисунках 1 и 2 изображены связи типа Рп пл = f(Кп пл), ΔТпл = f(Кп пл).

Шифр кривых – эффективное давление: 1 – Рэф = 300 атм; 2 – Рэф = 400 атм;

3 – Рэф = 500 атм; 4 – Рэф = 550 атм

а – для коллекторов 1 класса; б – для коллекторов 2 класса

Рисунок 1 – Зависимость ΔТпл = f(Кп пл) для различных классов коллекторов

Шифр кривых – эффективное давление: 1 – Рэф = 300 атм; 2 – Рэф = 400 атм;

3 – Рэф = 500 атм; 4 – Рэф = 550 атм

а – для коллекторов 1 класса; б – для коллекторов 2 класса

Рисунок 2 – Зависимость Рп пл = f(Кп пл) для различных классов коллекторов

 

По скважине 104 Печорокожвинского НГКМ был произведен расчет ФЕС с использованием петрофизических зависимостей, соответствующих начальным пластовым условиям, а также по зависимостям, перестроенным согласно данным по давлению на момент эксплуатации. Выявлено, что при использовании петрофизических зависимостей, рассчитанных с учетом пластовых условий на момент разработки, значение коэффициента пористости уменьшилось на 6,5 %, интервального времени пробега упругой волны – на 8 %, параметр пористости увеличился на 20 %.

Для того чтобы показать влияние изменившихся пластовых условий на запасы УВ, по скважине 104 были рассчитаны линейные запасы УВ для двух случаев: 1) с использованием ФЕС, полученных по зависимостям, соответствующим начальным термобарическим условиям; 2) с использованием ФЕС, полученных по зависимостям с учетом изменившихся пластовых условий. При сопоставлении полученных результатов выяснилось, что при учете данных по давлению значение линейных запасов УВ на 6,1 % меньше, чем без учета изменившихся термобарических условий.

Подводя итоги вышеизложенных исследований, можно сделать следующие выводы.

В процессе эксплуатации месторождения технологическое воздействие приводит к существенному изменению термобарических условий залежи, а соответственно, и ФЕС пластов вблизи зоны скважины [1]. На примере Печорокожвинского НГКМ показано, что для достоверной оценки запасов УВ в условиях падающей добычи необходима петрофизическая основа, адекватная реальным процессам, происходящим в скважине на завершающей стадии разработки месторождения. Недопустимо использование петрофизических моделей, построенных на этапе освоения месторождения при начальных термобарических характеристиках залежи.

 

Литература

1.                  Закенов, С.Т. Оценка влияния пластовых и техногенных факторов на продуктивность скважины / С.Т. Закенов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - №7. - С.47-50. - библиогр.: с. 50-51.

2.                  Жуков, В.С. Лабораторное моделирование снижения пластового давления при разработке месторождений нефти и газа/В. Жуков//Бурение&Нефть.-2006.-№1. - С. 8-9. - библиогр.:с. 9.

3.                  Методические рекомендации по приведению лабораторных значений физических свойств осадочных пород и петрофизических связей к глубинным термодинамическим условиям [Текст] / Г.М. Авчян, А.А. Матвеенко, З.Б. Стефанкович; под ред. Е.А. Полякова. - М.: ВНИИгеофизика, 1977. - 51 с.

 

 

Основные термины (генерируются автоматически): ФЕС, пластовое давление, коэффициент пористости, образец керна, параметр пористости, давление, коллектор, месторождение, порода, интервальное время.


Похожие статьи

Оценка вторичной пористости карбонатных коллекторов...

В основе определения коэффициента открытой пористости коллекторов по данным акустического каротажа лежит тесная взаимосвязь между интервальным временем ΔT и коэффициентом пористости kп.

Геофизические методы определения пористости

Коэффициент пористости является одним из основных подсчетных параметров и определяется по данным керна и результатам интерпретации данных ГИС.

Нейтронные свойства пород характеризуются длиной замедления и длиной диффузии.

Литология, петрофизическая и промыслово-геофизическая...

Характеристика параметров пористости и нефтенасыщенности коллекторов по залежам приведены в таблице 1.

Пористость по керну изучена в трех скважинах на 37 образцах и проницаемость — в одной скважине по 13 определениям.

Изменение фильтрационно-емкостных свойств призабойной...

Для полного восстановления первичных параметров образцов даже такого длительного срока оказалось недостаточно. В общем, снижение пористости при росте эффективного давления происходит сравнительно равномерно, без скачков, плавно.

Оперативное определение эквивалентной циркуляционной...

Таким образом, во время циркуляции на пласт оказывается требуемое противодавление, но при этом в статических условиях пластовое давление перестаёт быть скомпенсированным, что приводит к

Рис. 8. Образец керна. Таблица 5. Результаты лабораторных исследований.

Анализ методов определения сжимаемости | Статья в журнале...

В системе создаются такие же условия (давления и температура), при которых предполагается исследовать образцы породы.

Рис. 1. Распределение плотности насыщенных образцов и коэффициента пористости образцов по глубине залегания.

Оценка ресурсов пласта Ю10 котухтинской свиты на примере...

Перспективные участки распространения пород-коллекторов относятся к русловой субфации и межканальной субфации, представленной

Обоснование агентов воздействия и способов поддержания пластового давления пласта ЮС0 Северо-Лабатьюганского месторождения.

Результаты обработки гидродинамических исследований скважин...

раскрытом состоянии, когда пластовое давление жидкости

где Кбок - коэффициент бокового распора пород; Ргор – вертикальное горное давление

Технология кислотной обработки призабойных зон скважин на примере Воронцовского месторождения Волгоградской области.

Обоснование применения геомеханических моделей при...

Разработка месторождений связана с вторжением в недра как на этапе разбуривания, так и на этапах последующей откачки углеводородов (УВ) из системы скважин и применения таких технологий, как поддержание пластового давления (ППД) и гидроразрыв пласта (ГРП).

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle

Похожие статьи

Оценка вторичной пористости карбонатных коллекторов...

В основе определения коэффициента открытой пористости коллекторов по данным акустического каротажа лежит тесная взаимосвязь между интервальным временем ΔT и коэффициентом пористости kп.

Геофизические методы определения пористости

Коэффициент пористости является одним из основных подсчетных параметров и определяется по данным керна и результатам интерпретации данных ГИС.

Нейтронные свойства пород характеризуются длиной замедления и длиной диффузии.

Литология, петрофизическая и промыслово-геофизическая...

Характеристика параметров пористости и нефтенасыщенности коллекторов по залежам приведены в таблице 1.

Пористость по керну изучена в трех скважинах на 37 образцах и проницаемость — в одной скважине по 13 определениям.

Изменение фильтрационно-емкостных свойств призабойной...

Для полного восстановления первичных параметров образцов даже такого длительного срока оказалось недостаточно. В общем, снижение пористости при росте эффективного давления происходит сравнительно равномерно, без скачков, плавно.

Оперативное определение эквивалентной циркуляционной...

Таким образом, во время циркуляции на пласт оказывается требуемое противодавление, но при этом в статических условиях пластовое давление перестаёт быть скомпенсированным, что приводит к

Рис. 8. Образец керна. Таблица 5. Результаты лабораторных исследований.

Анализ методов определения сжимаемости | Статья в журнале...

В системе создаются такие же условия (давления и температура), при которых предполагается исследовать образцы породы.

Рис. 1. Распределение плотности насыщенных образцов и коэффициента пористости образцов по глубине залегания.

Оценка ресурсов пласта Ю10 котухтинской свиты на примере...

Перспективные участки распространения пород-коллекторов относятся к русловой субфации и межканальной субфации, представленной

Обоснование агентов воздействия и способов поддержания пластового давления пласта ЮС0 Северо-Лабатьюганского месторождения.

Результаты обработки гидродинамических исследований скважин...

раскрытом состоянии, когда пластовое давление жидкости

где Кбок - коэффициент бокового распора пород; Ргор – вертикальное горное давление

Технология кислотной обработки призабойных зон скважин на примере Воронцовского месторождения Волгоградской области.

Обоснование применения геомеханических моделей при...

Разработка месторождений связана с вторжением в недра как на этапе разбуривания, так и на этапах последующей откачки углеводородов (УВ) из системы скважин и применения таких технологий, как поддержание пластового давления (ППД) и гидроразрыв пласта (ГРП).

Задать вопрос