Обоснование агентов воздействия и способов поддержания пластового давления пласта ЮС0 Северо-Лабатьюганского месторождения | Статья в журнале «Молодой ученый»

Отправьте статью сегодня! Журнал выйдет 30 ноября, печатный экземпляр отправим 4 декабря.

Опубликовать статью в журнале

Авторы: ,

Рубрика: Геология

Опубликовано в Молодой учёный №19 (205) май 2018 г.

Дата публикации: 13.05.2018

Статья просмотрена: 154 раза

Библиографическое описание:

Гарифуллин Д. И., Максимова Т. Н. Обоснование агентов воздействия и способов поддержания пластового давления пласта ЮС0 Северо-Лабатьюганского месторождения // Молодой ученый. — 2018. — №19. — С. 246-248. — URL https://moluch.ru/archive/205/50304/ (дата обращения: 17.11.2019).



Методы воздействия на продуктивные пласты предназначены для поддержания пластового давления, увеличения производительности скважин и повышения нефтеотдачи. Особое значение эта задача приобретает при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти в низкопроницаемых неоднородных коллекторах.

На Северо-Лабатьюганском месторождении промышленная нефтеносность выявлена в отложениях черкашинской свиты (пласты АC101, АС1101, АС1102, АС1103 и АС1104), баженовской свиты в пласте ЮС0 и верхней части тюменской свиты в пласте ЮС21. Основным объектом разработки является группа пластов АС11, а пласты ЮС0, ЮС1, ЮС21, которые обладают низкими коллекторскими свойствами и вследствие этого содержат трудноизвлекаемую нефть, только планируется вовлечь в разработку (в период с 2023 по 2039 годы).

Низкопроницаемые терригенные коллекторы, как правило, сложены тонкодисперсным обломочным материалом и содержат значительное количество глинистых материалов. Характерной особенностью таких коллекторов являются малые размеры поровых каналов и значительная удельная поверхность скелета пород. Поэтому в низкопроницаемых коллекторах существенно возрастает роль процессов взаимодействия флюидов и пород, капиллярных эффектов и механической деформации скелета.

На данный момент объекты АС10/1+АС11, ЮС1 и ЮС2 разрабатываются в режиме искусственного поддержания пластового давления. Из потенциально возможных агентов, применимых для вытеснения нефти и поддержания пластового давления (пресная вода, соленая вода сеноманского горизонта, подтоварная вода, углеводородный газ) предпочтительнее, как оказалось, использовать воду сеноманского горизонта с последующим переходом на подтоварную воду. Это обусловлено следующими причинами:

  1. Вода сеноманского горизонта и подтоварная вода наиболее схожи по своим свойствам с водой продуктивных пластов.
  2. Различие в вязкостях нефти и воды меньше, чем между вязкостями нефти и газа, что предполагает достижение большей величины коэффициента охвата пласта выработкой запасов.

Для дополнительного воздействия на продуктивные пласты планируется применение следующих агентов: кислотные составы (в основном ГКО и ГКО+ПАВ), растворители, составы СНПХ, растворы ПАВ, щелочи, потокоотклоняющие и нефтеотмывающие составы (полимерно-гелеобразующие, структурированные, вязко-эмульсионные, вязко-эмульсионные полимерные, глиносодержащие, полимерные,гелеобразующие).

Однако отложения баженовской свиты на Северо-Лабатьюганском месторождении (пласт ЮС0) представлены породами, характеризующимися субкапиллярными размерами поровых каналов со средним радиусом около 50 ангстрем и насыщенными нефтью на 65–95 %. Из-за высокого содержания керогена породы 1–5 литотипов обладают гидрофобными свойствами [1]. При гидрофобном коллекторе вытеснение в основном происходит из крупных пор или из естественных, или искусственно созданных трещин. Экспериментальными исследованиями многих экспертов по влиянию смачиваемости на эффективность вытеснения нефти водой из низкопроницаемых коллекторов получено, что в гидрофобных коллекторах очень высокая остаточная нефтенасыщенность (45–60 %). Субкапиллярные размеры поровых каналов и гидрофобное состояние пород из-за высоких капиллярных сил исключают применение закачки воды как вытесняющего агента, требующей для своего проникновения в поры перепада давления около 50 МПа. Использование воды как вытесняющего агента возможно только для трещин, раскрытость которых в основном составляет 10–15 мкм. Однако, из-за линзовидного развития трещиноватости, содержащей только около 1.5–3 % всей нефти баженовской свиты, очень низких фильтрационных свойств породы-матрицы, блокирования закачиваемой водой подтока нефти из матрицы в трещины, закачку воды для вытеснения нефти и поддержания пластового давления исключают, особенно на ранней стадии разработки залежи до истощения естественной пластовой энергии. Закачку воды при высоком давлении до 65 МПа на устье можно применять только в импульсном режиме объемом до 2–4 тыс. м3 для создания искусственной трещиноватости и разблокирования трещин от выделившегося газа (эффект «Жамена») [2]. Вытеснение нефти закачкой других агентов, таких как углеводородный газ, СО2 и воздуха (внутрипластовое горение) из-за большой глубины залегания, требующей больших материальных затрат для реализации закачки агентов, отсутствия необходимых ресурсов углеводородного газа и СО2 и отсутствия в мировой практике опыта их применения на больших глубинах не позволяют на данной стадии изученности рекомендовать какой-либо из агентов для промышленных испытаний в пласте ЮС0 Северо-Лабатьюганского месторождения. Применение данных агентов для испытания можно рекомендовать только на заключительной стадии разработки при истощении пластовой энергии и детального изучения залежей и процесса нефтеизвлечения.

Таким образом, для скорейшего вовлечения ресурсов нефти баженовской свиты в промышленный оборот наиболее реальным и экономически оправданным является создание эффективной технологии ее разработки на режиме истощения, предваряющей применение третичных методов извлечения нефти.

Литература:

1. Хамидуллин Р. А., Калмыков Г. А., Корост Д. В., БалушкинА Н. С., Бакай А. И. Фильтрационно-емкостные свойства пород баженовской свиты // Вестник Московского университета.Серия 4:Геология. — 2013. — № 5. — С. 57–58.

2. Гиматудинов Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта. — М.: Недра, 1971. — 312 с

Основные термины (генерируются автоматически): пластовое давление, пласт, закачка воды, вытеснение нефти, углеводородный газ, подтоварная вода, вязкость нефти, вытесняющий агент, агент, коллектор.


Похожие статьи

Технология вытеснения нефти раствором двуокиси углерода...

Остаточную нефть из заводненных пластов способны вытеснять лишь те рабочие агенты, которые смешиваются с нефтью и водой или имеют сверхнизкое межфазное натяжение на контакте. Такие условия возникают при вытеснении нефти двуокисью углерода...

Рекомендации по применению методов поддержания пластового...

Из потенциально возможных агентов, применимых для вытеснения нефти и поддержания пластового давления (пресная вода, соленая вода сеноманского горизонта, подтоварная вода, углеводородный газ) предпочтительнее, как оказалось...

Изменения коллекторских свойств неоднородных пород

Вода сеноманского горизонта и подтоварная вода наиболее схожи по своим свойствам с водой продуктивных пластов. Различие в вязкостях нефти и воды меньше, чем между вязкостями нефти и газа... Некоторые особенности разработки залежей высоковязких...

Применение микробиологических методов для повышения...

- повышение вязкости пластовой воды за счет биомассы и растворимых биополимеров, продуктов жизнедеятельности микроорганизмов

- газы, которые увеличивают давление внутри пласта, что способствует вытеснению нефти.

Технология полимерного заводнения на поздней стадии...

Одной из причин недостаточной эффективности заводнения является высокое соотношение вязкостей добываемой нефти и закачиваемой воды, кроме того, неоднородность пласта усиливает неравномерность продвижения фронта вытеснения.

Развитие технологии добычи высоковязкой нефти на...

Нефть меловых и юрских продуктивных горизонтов в пластовых условиях при температуре 26–36 0С и давлении 3,6–4,8 МПа имеет плотность 920–930 кг/м3, вязкость 200–400 мПа·с, газонасыщенность до 10 м3/т, давление насыщения газом 1,5–4,2 МПа.

Воздействие промывочной жидкости на продуктивный пласт

Температура пласта 113 оС, вязкость пластовой нефти 9 мПа•с, низкоминерализованные пластовые воды 5–7 г/л. продуктивный пласт, процесс заводнения, вытесняющий агент, раствор.

Разработка месторождений с применением ПАВ-полимерного...

В этом случае вытесняющие свойства их будут более низкие, чем для собственных пластовых вод.

Полимерное заводнение повышает эффективность вытеснения нефти за счет снижения соотношения подвижности нефти и воды М = (кв/μв)/(кн/μн).

Некоторые особенности разработки залежей высоковязких нефтей...

Применение таких агентов вытеснения как холодная вода, воздух, азот, углеводородный газ в таких случаях не дает желаемого эффекта. Из-за большого значения соотношения вязкости нефти и вытесняющего агента происходит прорыв последнего и резко ухудшается...

Похожие статьи

Технология вытеснения нефти раствором двуокиси углерода...

Остаточную нефть из заводненных пластов способны вытеснять лишь те рабочие агенты, которые смешиваются с нефтью и водой или имеют сверхнизкое межфазное натяжение на контакте. Такие условия возникают при вытеснении нефти двуокисью углерода...

Рекомендации по применению методов поддержания пластового...

Из потенциально возможных агентов, применимых для вытеснения нефти и поддержания пластового давления (пресная вода, соленая вода сеноманского горизонта, подтоварная вода, углеводородный газ) предпочтительнее, как оказалось...

Изменения коллекторских свойств неоднородных пород

Вода сеноманского горизонта и подтоварная вода наиболее схожи по своим свойствам с водой продуктивных пластов. Различие в вязкостях нефти и воды меньше, чем между вязкостями нефти и газа... Некоторые особенности разработки залежей высоковязких...

Применение микробиологических методов для повышения...

- повышение вязкости пластовой воды за счет биомассы и растворимых биополимеров, продуктов жизнедеятельности микроорганизмов

- газы, которые увеличивают давление внутри пласта, что способствует вытеснению нефти.

Технология полимерного заводнения на поздней стадии...

Одной из причин недостаточной эффективности заводнения является высокое соотношение вязкостей добываемой нефти и закачиваемой воды, кроме того, неоднородность пласта усиливает неравномерность продвижения фронта вытеснения.

Развитие технологии добычи высоковязкой нефти на...

Нефть меловых и юрских продуктивных горизонтов в пластовых условиях при температуре 26–36 0С и давлении 3,6–4,8 МПа имеет плотность 920–930 кг/м3, вязкость 200–400 мПа·с, газонасыщенность до 10 м3/т, давление насыщения газом 1,5–4,2 МПа.

Воздействие промывочной жидкости на продуктивный пласт

Температура пласта 113 оС, вязкость пластовой нефти 9 мПа•с, низкоминерализованные пластовые воды 5–7 г/л. продуктивный пласт, процесс заводнения, вытесняющий агент, раствор.

Разработка месторождений с применением ПАВ-полимерного...

В этом случае вытесняющие свойства их будут более низкие, чем для собственных пластовых вод.

Полимерное заводнение повышает эффективность вытеснения нефти за счет снижения соотношения подвижности нефти и воды М = (кв/μв)/(кн/μн).

Некоторые особенности разработки залежей высоковязких нефтей...

Применение таких агентов вытеснения как холодная вода, воздух, азот, углеводородный газ в таких случаях не дает желаемого эффекта. Из-за большого значения соотношения вязкости нефти и вытесняющего агента происходит прорыв последнего и резко ухудшается...

Задать вопрос