Обоснование коэффициента вытеснения Стрежевского месторождения | Статья в журнале «Молодой ученый»

Отправьте статью сегодня! Журнал выйдет 22 августа, печатный экземпляр отправим 9 сентября.

Опубликовать статью в журнале

Автор:

Рубрика: Геология

Опубликовано в Молодой учёный №24 (210) июнь 2018 г.

Дата публикации: 17.06.2018

Статья просмотрена: 779 раз

Библиографическое описание:

Муфтахов, Д. Ф. Обоснование коэффициента вытеснения Стрежевского месторождения / Д. Ф. Муфтахов. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2018. — № 24 (210). — С. 97-102. — URL: https://moluch.ru/archive/210/51564/ (дата обращения: 11.08.2020).



Коэффициент вытеснения (КВЫТ) является одним из множителей, представляющих рассчитываемый коэффициент нефтеизвлечения (КИН). Причем в соответствии с понятием этого параметра вычисляемое его абсолютное значение непосредственно зависит от величин начального (КНН) и остаточного (КОН) нефтенасыщения пород.

Лабораторные исследования вытеснения нефти водой проводились по керновому материалу продуктивного пласта Ю11+2 по семи скважинам: № 84 (5 образцов), № 43Б (4 образца), № 4К (1 образец), № 164 (1 образец), № 175 (7 образцов), № 16Р (3 образца), № 46 (1 образец) расположенных в разных частях месторождения. Весь объем исследований коэффициентов вытеснения нефти водой проводился в Лаборатории физики пласта ОАО «ТомскНИПИнефть», начиная с 1989 г до 2013 года.

Исследования проводились в соответствии с ОСТ 39–195–86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях», предусматривающем фильтрацию 6…8 поровых объемов воды при линейной скорости 1…2 м/сут и дополнительно 2 поровых объема воды при десятикратно увеличенной линейной скорости фильтрации (т.н. «доотмыв»). Вышеуказанным ОСТом установлено требование создания в образцах керна остаточной водонасыщенности, соответствующей таковой в пластовых условиях, при этом выбор метода достижения остаточной водонасыщенности не ограничивается.

В проектном документе ДПР 2013 г. лабораторные исследования вытеснения нефти водой проводились по керновому материалу скважин № № 4К, 16, 18, 43B, 84, 164, 175. Коэффициент остаточной нефтенасыщенности пласта Ю11+2 Стрежевского месторождения принят равным 0,291, начальная нефтенасыщенность была взята по ГИС и ровна 0,560; коэффициент вытеснения — 0,48.

В 2013 г были проведены дополнительные исследования керна по определению коэффициента вытеснения на керне скважин 16Р, 175, 46. В настоящей работе проанализированы и учтены образцы керна из cеми скважин: № 84 (5 образцов), № 43Б (4 образца), № 4К (1 образец), № 164 (1 образец), № 175 (7 образцов), № 16Р (3 образцов), № 46 (1 образец) расположенных в разных частях месторождения.

Результаты определения коэффициентов вытеснения приведены в таблицах 1, 2. Схема расположения скважин с определением коэффициента вытеснения на керне представлена на рисунке 1.

Опыты проводились для образцов с пористостью от 14,1 до 21,2 %, проницаемостью от 6 мкм2∙10–3 до 423 мкм2∙10–3.

Коэффициент вытеснения рассчитывался по формуле (1):

Квыт = (Sн.н –Sо.н)/ Sн.н (1)

где, Квыт. — коэффициент вытеснения нефти, доли ед.;

Sн.н — начальная нефтенасыщенность, доли ед.;

Sо.н — остаточная нефтенасыщенность, доли ед.;

Таблица 1

Результаты определения коэффициентов вытеснения нефти водой на образцах Стрежевского месторождения

Наименование

Пористость, %

Проницаемость, мкм2∙10–3

Неснижаемая водонасыщенность, доли ед.

Начальная нефтенасыщенность, доли ед.

Остаточная нефтенасыщенность при вытеснении рабочим агентом,

Коэффициент вытеснения, доли ед.

Значения относительных проницаемостей, доли ед.

для рабочего агента при коэффициенте остаточной нефтенасыщенности

для нефти при коэффициенте начальной водонасыщенности

Пласт Ю11+2

Количество определений, шт.

3

22

22

22

22

22

3

3

Среднее значение

7,6

75,2

0,313

0,687

0,301

0,561

0,171

1

Интервал изменения

4,1–21,2

6–423

0,223–0,313

0,534–0,777

0,240–0,390

0,425–0,673

0,075–266

Так как значения начальной нефтенасыщенности по керновым определениям являются завышенными по сравнения с данными ГИС, для проектирования предлагается принимать Квыт, рассчитанный при начальной нефтенасыщенности взятой по геофизическим исследованиям и равной 0,53. Таким образом Квыт в целом по месторождению составляет 0,432.

Таблица 2

Значения Квыт по зонам подсчетных параметров

Пласт

Залежь

Область

Категория запасов

Зона

Коэф-т нефтенасыщенности д.е.

Остаточная нефтенасыщенность доли ед.

Квыт д.е.

Ю11+2

Западная

Тюменская

В

нз

0,57

0,301

0,472

внз

0,53

0,301

0,432

нз+внз

0,53

0,301

0,432

Томская

В

нз

0,54

0,301

0,443

внз

0,51

0,301

0,410

нз+внз

0,52

0,301

0,421

Итого

В

нз

0,54

0,301

0,443

внз

0,52

0,301

0,421

нз+внз

0,53

0,301

0,432

Восточная

Томская

С1

внз

0,55

0,301

0,452

Рис. 1. Расположение скважин с определением коэффициента вытеснения на керне

Были проведены сопоставления коэффициента проницаемости с коэффициентами начальной (Sн.н), остаточной (Sо.н) нефтенасыщенности и вытеснения (Квыт.); коэффициента начальной нефтенасыщенности с коэффициентами остаточной нефтенасыщенности и вытеснения.

На рисунках 2–4 представлены зависимости начальной нефтенасыщенности, остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения от проницаемости.

Рис. 2. Зависимость начальной нефтенасыщенности (Sн.н.) от проницаемости (К)

Рис. 3. Зависимость остаточной нефтенасыщенности (Sо.н.) от проницаемости (К)

Рис. 4. Зависимость коэффициента вытеснения (Квыт.) от проницаемости (К)

Зависимости коэффициента остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения от начальной нефтенасыщенности приведены на рисунках 5, 6.

Рис. 5. Зависимость остаточной нефтенасыщенности (Sо.н.) от начальной нефтенасыщенности (Sн.н.)

Рис. 6. Зависимость коэффициента вытеснения (Квыт.) от начальной нефтенасыщенности (Sн.н.)

Начальная нефтенасыщенность слабо зависит от проницаемости и описывается уравнением с коэффициентом корреляции R2=0,4. По результатам лабораторных исследований начальная нефтенасыщенность находится в интервале значений от 0,534 до 0,777 доли ед. Среднее значение — 0,687 доли ед., что выше на 29,6 % средневзвешенной начальной нефтенасыщенности, полученной в результате распределения интерпретации материалов ГИС геологической модели (0,53).

Остаточная нефтенасыщенность меняется в пределах от 0,240 до 0,391 доли ед., среднее значение — 0,301 доли ед. Зависимости остаточной нефтенасыщенности от проницаемости и от начальной нефтенасыщенности не наблюдается, коэффициенты корреляции R2=0,047 и R2=0,035, соответственно.

Коэффициенты вытеснения определены экспериментально на образцах керна, отобранных только на западной залежи. Так как отсутствует зависимость начальной нефтенасыщенности от остаточной, а также начальная нефтенасыщенность образцов не соответствует средней начальной нефтенасыщенности принятой при подсчете запасов, то при построении динамической модели Стрежевского месторождения из лабораторных экспериментов были использованы только средние значения остаточной нефтенасыщенности. Значения начальной нефтенасыщенности на западной и восточной залежах взяты по ГИС. Исходя из этого, при проектировании, остаточная нефтенасыщенность для всего Стрежевского месторождения принята равной 0,301. Начальная нефтенасыщенность по ГИС на западной залежи — 0,53, на восточной залежи 0,59. Коэффициент вытеснения по залежам Стрежевского месторождения предлагается следующий:

Западная залежь — 0,432 д. ед.;

Восточная залежь — 0,452 д. ед.

Литература:

  1. Технологическая схема разработки Стрежевского месторождения. Отчет СибНИИНП, 1978 г.
  2. Технологическая схема разработки Стрежевского месторождения. Отчет ОАО «ТомскНИПИнефть», Томск, 1994 г.
  3. Проект разработки Стрежевского нефтяного месторождения. Отчет ОАО ТомскНИПИнефть, Томск, 2003 г.
  4. Дополнение к проекту разработки Стрежевского месторождения. Отчет, ЗАО «Тюменский институт нефти и газа», Тюмень, 2013 г.
  5. Технологический проект разработки Стрежевского нефтяного месторождения Томской области и ХМАО-Югра. Отчет, ОАО «ТомскНИПИнефть», Томск, 2015 г.
Основные термины (генерируются автоматически): начальная нефтенасыщенность, коэффициент вытеснения, остаточная нефтенасыщенность, доля, коэффициент вытеснения нефти, восточная залежь, западная залежь, образец керна, проницаемость, остаточная водонасыщенность.


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

Вследствие этого требуются методы, обеспечивающие коэффициент извлечения нефти на уровне коэффициента вытеснения.

Рекомендации по оптимизации выработки запасов на примере...

Залежь нефти пласта Ю11–2 пластово-сводового типа приурочена к Западно-Поньжевой (к

При проектировании коэффициенты пористости, нефтенасыщенности приняты по ГИС

Западная залежь пластово-сводового типа, литологически экранированная в восточной ее...

Коэффициент остаточной нефтенасыщенности пласта...

Коэффициент остаточной нефтенасыщенности пласта Ю 1 1+2 Стрежевского месторождения принят равным 0,291, начальная нефтенасыщенность была взята по ГИС и ровна 0,560; коэффициент вытеснения — 0,48.

Изменения коллекторских свойств неоднородных пород

– не отмечается стягивания нефти водонефтяных зон к площади нефтяных, подвижность нефти на периферии залежей практически равна нулю (вязкость предельно высокая); равновесная (остаточная) нефтенасыщенность возрастает к основанию и периферии залежей

Некоторые особенности разработки залежей высоковязких...

- структура нефтенасыщенности состоит из: свободной нефти, связанной нефти, адсорбированной нефти, битума в твердом состоянии

Процесс наиболее эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, так как при этом потери...

Исследование применения виброакустического метода...

капиллярно-защемленную нефть; разработаны полуэмпирическая модель и алгоритмы расчета, позволяющие количественно учесть влияние упругих акустических колебаний на остаточную нефтенасыщенность, проницаемость фаз и нефтеотдачу коллектора.

Развитие технологии добычи высоковязкой нефти на...

Геолого-физические условия, характерные для нефтеносных пластов в западной части Канады

подошвенная вода, естественный режим вытеснения, вод до, скважина, данные

Выявленные на сегодня залежи тяжелых нефтей и природных битумов представляют жильные...

нефти уменьшает остаточную нефтенасыщенность...

нефти уменьшает остаточную нефтенасыщенность и увеличивает фазовую проницаемость по нефти при градиенте давления в.

к — проницаемость пласта, — коэффициент равный 0,017 по данным работы [2,3,4]. Фильтрации в пористой среде нефтей с указанным свойствами...

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

Вследствие этого требуются методы, обеспечивающие коэффициент извлечения нефти на уровне коэффициента вытеснения.

Рекомендации по оптимизации выработки запасов на примере...

Залежь нефти пласта Ю11–2 пластово-сводового типа приурочена к Западно-Поньжевой (к

При проектировании коэффициенты пористости, нефтенасыщенности приняты по ГИС

Западная залежь пластово-сводового типа, литологически экранированная в восточной ее...

Коэффициент остаточной нефтенасыщенности пласта...

Коэффициент остаточной нефтенасыщенности пласта Ю 1 1+2 Стрежевского месторождения принят равным 0,291, начальная нефтенасыщенность была взята по ГИС и ровна 0,560; коэффициент вытеснения — 0,48.

Изменения коллекторских свойств неоднородных пород

– не отмечается стягивания нефти водонефтяных зон к площади нефтяных, подвижность нефти на периферии залежей практически равна нулю (вязкость предельно высокая); равновесная (остаточная) нефтенасыщенность возрастает к основанию и периферии залежей

Некоторые особенности разработки залежей высоковязких...

- структура нефтенасыщенности состоит из: свободной нефти, связанной нефти, адсорбированной нефти, битума в твердом состоянии

Процесс наиболее эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, так как при этом потери...

Исследование применения виброакустического метода...

капиллярно-защемленную нефть; разработаны полуэмпирическая модель и алгоритмы расчета, позволяющие количественно учесть влияние упругих акустических колебаний на остаточную нефтенасыщенность, проницаемость фаз и нефтеотдачу коллектора.

Развитие технологии добычи высоковязкой нефти на...

Геолого-физические условия, характерные для нефтеносных пластов в западной части Канады

подошвенная вода, естественный режим вытеснения, вод до, скважина, данные

Выявленные на сегодня залежи тяжелых нефтей и природных битумов представляют жильные...

нефти уменьшает остаточную нефтенасыщенность...

нефти уменьшает остаточную нефтенасыщенность и увеличивает фазовую проницаемость по нефти при градиенте давления в.

к — проницаемость пласта, — коэффициент равный 0,017 по данным работы [2,3,4]. Фильтрации в пористой среде нефтей с указанным свойствами...

Задать вопрос