Оценка влияния геолого-физических условий залегания и геологической неоднородности продуктивных пластов на технико-экономическую эффективность процесса извлечения нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Какими методами могут быть получены данные для расчета показателей геологической неоднородности продуктивного пласта?

2. Какие показатели и коэффициенты используются, и как по ним оценивается степень геологической неоднородности исследуемого пласта?

3. Значение и использование каждого коэффициента неоднородности для эффективной разработки месторождения (части месторождения, залежи), в том числе с использованием комплексного показателя неоднородности

4. Какие исходные данные необходимы для расчета показателей и коэффициентов геологической неоднородности и почему?

5. Как учитывается геологическая неоднородность при составлении геологических моделей месторождения?

6. Какие исследования и исходные данные необходимы для полной геологической характеристики продуктивного пласта?

7. Как характеризует исследуемый продуктивный пласт комплексный показатель неоднородности?

8. Как осуществляется прогноз конечного и текущего коэффициента нефтеотдачи с использованием показателей неоднородности? Решите на примере указанные задачи при следующих условиях: Qфакт. на скв. = 161 тыс.тонн; W = 92%; ?н = 8 мПа•с

Заключение

Введение

Работы многих исследователей и опыт разработки нефтяных месторождений свидетельствуют о существенном влиянии геолого-физических условий залегания нефти и геологической неоднородности продуктивных пластов на технико-экономическую эффективность процесса извлечения нефти из недр, на выбор системы разработки и принципы проектных решений на всех стадиях.

Неоднородность, выражающаяся в изменчивости формы залегания, минерального состава и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, свойственна в той или иной мере всем продуктивным пластам. Литологическая невыдержанность пластов даже на незначительных расстояниях, замещение коллекторов глинистыми породами, наличие слияний между прослоями коллекторов создают большие трудности при их разработке. Недоучет неоднородного строения продуктивных пластов приводит к существенным ошибкам при оценке запасов углеводородов и эксплуатационных возможностей залежей.

1. Какими методами могут быть получены данные для расчета показателей геологической неоднородности продуктивного пласта?

Под геологической неоднородность следует понимать изменение значений геолого-физических свойств пород на множестве всех элементарных геологических тел, выделенных по тем базисным признакам и на том иерархическом уровне, которые соответствуют цели исследования.

В настоящее время при изучении геологической неоднородности пластов в зависимости от целей и задач исследований, стадии изученности месторождения широко применяют различные методы, которые с определенной долей можно объединить в три группы:

- геолого-геофизические;

- лабораторно-экспериментальные;

- промыслово-гидродинамические.

Геолого-геофизические методы производят детальное изучение разреза залежи, его расчленение и корреляцию разрезов скважин с учетом литолого-петрографической, палеонтологической и промыслово-геофизической характеристик пород.

Конечным результатом геолого-геофизических методов являются как геологические профили и литологические карты, отображающие особенности строения продуктивных пластов по разрезу и по площади, так и выявленные зависимости между отдельными параметрами пластов.

Лабораторно-экспериментальные методы производят изучение коллекторских свойств пород (пористость, проницаемость, карбонатность, влагонасыщенность, гранулометрический состав) слагающих пласты. Без знанаий коллекторских свойств пород невозможно составить не один проект разработки или подсчитать запасы углеводородов.

Промыслово-гидродинамические методы предназначены для получения данных характеризующих гидродинамические свойства пластов. Эти исследования направлены на изучение коллекторских свойств пласта, гидродинамической характеристики скважин и физических свойств насыщающей залежь жидкости. Определяются коэффициенты гидро- и пьезопроводности, продуктивности и приемистости. Кроме этого, эти методы позволяют оценивать степень однородности пласта, выявлять литологические экраны, оценивать нефтенасыщенность пород.

Для этих целей используют методы:

- восстановления (падения) давления;

- гидропрослушивание;

- установившихся отборов (пробных откачек).

2. Какие показатели и коэффициенты используются, и как по ним оценивается степень геологической неоднородности исследуемого пласта?

Степень неоднородности породы по размерам слагающих ее зерен характеризуется коэффициентом неоднородности, равным отношению d60/d10, где d60 и d10 - диаметры частиц, при которых сумма масс фракций с диаметрами, начиная от нуля и кончая данным диаметром, составляет соответственно 60 и 10% от массы фракций. Чем больше значение отношения d60/d10, тем более неоднороден пласт по размерам зерен.

Для оценки микронеоднородности, т.е. изменчивости коллекторских свойств, применяют дисперсию, среднеквадратичное отклонение и коэффициент вариации. Свойства среднеквадратического отклонения и дисперсии таковы, что чем больше их средние значения, тем выше степень изменчивости параметра.

Для характеристики разреза используются коэффициент песчанистости:

, (1)

где hэф - эффективная мощность пласта (под эффективной мощностью понимается мощность проницаемых прослоев); h? - общая мощность пласта; n число скважин.

Коэффициент песчанистости, как правило, определяют отдельно по каждой скважине.

Этот коэффициент показывает соотношение коллекторских и неколлекторских пород в разрезе продуктивного горизонта. В случае монолитного пласта Kпес = 1.

Коэффициент расчлененности - это отношение числа песчаных прослоев (hi), суммированных по всем скважинам (1…n), к общему количеству скважин N, т.е. по существу среднее количество песчаных прослоев:

Например, в том случае, когда продуктивный горизонт в разрезе всех скважин представлен одним пластом песчаника, Kр = 1.

, (2)

где hi - число прослоев коллекторов в i-й скважине; Nскв - число скважин.

Совместное использование kр и kпес позволяет составить представление о макронеоднородности разреза: чем больше kр и меньше kпес, тем выше макронеоднородность.

Коэффициент литологической связанности kсв, это отношение площади участков слияния пластов и их расслоений (пропластков) Fсв к общей площади залежи F:, оценивает степень слияния коллекторов двух пластов (прослоев): чем больше Kсв, тем больше степень гидродинамической связанности коллекторов по вертикали.

При равномерном расположении скважин по площади Kсв примерно соответствует отношению числа скважин, в которых установлена литологическая связь пластов nсв, к общему количеству скважин N, пробуренных на данной площади:

, (3)

геологический пласт месторождение нефтеотдача

где Fсв - суммарная площадь участков слияния; Fзал - общая площадь залежи.

Чем больше kсв тем больше степень гидродинамической связанности коллекторов по вертикали. При равномерном расположении скважин по площади kсв примерно соответствует отношению числа скважин, в которых установлена литологическая связь пластов Nсв, к общему количеству скважин Nскв. Непроницаемые слои при эксплуатации залежи препятствуют фильтрации жидкости в вертикальном направлении. В ряде случаев это положительным образом влияет на процесс разработки, затрудняя, например, поступление воды в скважину из обводненной части пласта.

Коэффициент литологической выдержанности k лв понимается отношение площади распространения коллекторов пласта Fкол к общей площади залежи Fзал:

, (4)

чем больше kлв, тем больше степень гидродинамической связанности коллекторов по горизонтам. Этот коэффициент характеризует степень распространения того или иного продуктивного прослоя по площади месторождения. При вычислении kлв, необходимо построение карт распространения коллекторов. Коэффициент литологической выдержанности характеризует охват пласта воздействием по площади.

Коэффициент выклинивания Кл

Для характеристики геологической неоднородности пластов, представленных переслаиванием песчаных, часто выклинивающихся, прослоев небольшой мощности с непроницаемыми породами предложено определять коэффициент выклинивания Кл, который показывает долю мощности выклинивающихся прослоев_коллекторов hвыкл от эффективной мощности hэф рассматриваемого пласта в разрезе скважины, т. е.

(5)

При отсутствии выклинивающихся прослоев этот коэффициент будет равен нулю и, наоборот, при выклинивании всех прослоев Кл =1.

Для практических целей коэффициент выдержанности Кв, можно вычислить как долю непрерывной мощности пласта по площади. Он определяется, исходя из равенства:

Кв =1 - Кл

К показателям первой группы, используемым для сравнительной оценки степени геологической неоднородности пластов, кроме уже известных коэффициентов относительной песчанистости, расчлененности и литологической связанности, относятся коэффициенты распространения, прерывистости, а также коэффициент Лоренца и коэффициент неоднородности, предложенный Поласеком и Хатчинсоном.

Для характеристики микронеоднородности пластов можно использовать гранулометрические коэффициенты Траска: медианный диаметр зерен Md, коэффициент отсортированности Sо и коэффициент асимметрии Sк. Для получения количественной характеристики этих коэффициентов необходимо построить в полулогарифмическом масштабе координат кумулятивную кривую распределения гранулометрического состава пород, по которой определяют квартили трех порядков.

При использовании квартилей за средний размер зерен принимают медиану, т. е. такой размер зерна, по отношению к которому половина зерен крупнее, а вторая половина - мельче. Для вычисления коэффициента Sо, характеризующего степень однородности зерен по величине, и коэффициента Sк, иллюстрирующего симметричность распределения зерен относительно среднего, находят величину первой Q1 и третьей Q3 квартилей. Относительно первой квартили три четверти образца сложены более крупными зернами; по отношению к третьей квартили большими оказывается одна четверть зерен. Тогда коэффициент отсортированности вычисляют по выражению:

, (6)

а коэффициент асимметрии как:

. (7)

Следует иметь в виду, что величину этих коэффициентов можно определить по любым данным гранулометрического состава пород, что они выражены не менее чем в трех фракциях и содержание крайних фракций не превосходит 25%.

Коэффициенты Траска позволяют сравнивать не только гранулометрический состав пород различных пластов, но и в некоторой мере судить об условиях их образования. Так, увеличение среднего размера зерен может указывать на возрастание скорости движения среды, а уменьшение коэффициента отсортированности - на длительность процесса переотложения.

3. Значение и использование каждого коэффициента неоднородности для эффективной разработки месторождения (части месторождения, залежи), в том числе с использованием комплексного показателя неоднородности

Каждый коэффициент неоднородности используется для определения отдельных параметров пласта, которые сами по себе очень важны, но мало информативны, так как определив по анализируемым объектам ряд коэффициентов, характеризующих макро- и микронеоднородность пласта, иногда трудно сказать, какой объект более однородный, так как по ряду одних показателей однороднее может казаться один объект, а по ряду других - другой объект.

Для устранения этого препятствия введен комплексный показатель неоднородности. Однако не следует пренебрегать каждым коэффициентом, так как в совокупности они дают общую картину продуктивного горизонта, по которым можно эффективно, качественно и экономически выгодно разрабатывать нефтяные залежи.

4. Какие исходные данные необходимы для расчета показателей и коэффициентов геологической неоднородности и почему?

Для определения коэффициента неоднородности равным отношению d60/d10, который характеризует степень неоднородности породы по размерам зерен на первом иерархическом уровне необходимо знать диаметр частиц.

От диаметра зерен и распределения в структуре образца пористой породы зерен по размерам зависит размер пор.

Для определения коэффициента вариации (W) на втором иерархическом уровне необходимо знать значения среднеквадратичного отклонения и среднюю арифметическую величину. Коэффициент вариации увязывает множество показаний среди разбросанных значений и определяет среднюю величину.

Для определения коэффициента песчанистости (kпес) необходимо знать размеры эффективной мощности пласта и общей мощности, так как их отношение показывает соотношение коллекторских и неколлекторских пород в разрезе продуктивного горизонта.

Для определения коэффициента расчлененности (kр) необходимо знать общее количество песчаных пропластков и общее количество скважин - показывает среднее количество песчаных прослоев.

Совместное использование kр и kпес позволяет составить представление о макронеоднородности разреза: чем больше kр и меньше kпес, тем выше макронеоднородность.

Для определения коэффициентов литологической связанности (kсв) и выдержанности (kлв) необходимо знать значение площадей участков слияния, коллекторов и залежей.

Для определения коэффициента выклинивания (kл) необходимо знать значение высот прослоев-коллекторов и эффективной мощности пласта, так как их отношение будет показывать наличие или отсутствие непроницаемых прослоев.

5. Как учитывается геологическая неоднородность при составлении геологических моделей месторождения?

Геологическая модель базируется на использовании всей имеющейся по месторождению сейсмической, геофизической, промысловой, петрофизической информации, а также результатов исследований пластовых флюидов.

Поэтому можно сделать вывод, что геологическая неоднородность учитывается в полном объеме.

6. Какие исследования и исходные данные необходимы для полной геологической характеристики продуктивного пласта?

Для полной геологической характеристики пласта необходимы следующие виды исследований:

- геолого-геофизические;

- лабораторно-экспериментальные;

- промыслово-гидродинамические.

В свою очередь промыслово-гидродинамические подразделяются на три группы исследований:

- восстановления (падения) давления;

- гидропрослушивание;

- установившихся отборов (пробных откачек).

Для изучения фильтрационных характеристик пласта по разрезу проводят исследования на приток или приемистость с помощью скважинных дебитомеров-расходомеров.

В ходе исследований получают следующие исходные данные:

- расчлененность продуктивного горизонта на отдельные пласты;

- выделение в разрезе маркирующих горизонтов;

- литолого-физические характеристики пластов;

- пористость, проницаемость, гранулометрический состав, нефтенасыщенность, водонасыщенность;

- коэффициент гидроповодности, коэффициент пьезопроводности.

- Q притока или Q приемистости скважины.

7. Как характеризует исследуемый продуктивный пласт комплексный показатель неоднородности?

Комплексный показатель неоднородности отражает расчлененность и глинистость пласта, а, следовательно, и коллекторские свойства (пористость, проницаемость и т.д.). При увеличении комплексного показателя неоднородности увеличивается расчлененность пласта, увеличивается количество глинистых пропластков в продуктивном горизонте и уменьшаются пористость и проницаемость.

8. Как осуществляется прогноз конечного и текущего коэффициента нефтеотдачи с использованием показателей неоднородности? Решите на примере указанные задачи при следующих условиях: Qфакт. на скв. = 161 тыс.тонн; W = 92%; ?н = 8 мПа•с

Используя Кнеод в качестве обобщенной геолого-физической характеристики и используя данные о текущей и конечной нефтеотдаче объектов, находящихся в поздней стадии разработки, с помощью регрессионного анализа получены простые статистические модели, позволяющие прогнозировать текущую и конечную нефтеотдачу при различной обводненности продукции в случае вытеснения нефти водой.

Для определения коэффициента текущей нефтеотдачи необходимо определить произведение

Кнеод • Кзап,

где Кнеод - комплексный показатель неоднородности, Кзап - коэффициент запаса нефти.

Кзап = Qфакт. на скв / 300 тыс.т. = 161 тыс.т. / 300 тыс.т. = 0,54

Кнеод = .,

= 18,9 м;

= 11,2 м.

Wm = • 100%, Wкн = • 100%;

Dm =Dкн =;

m = = 20,6; кн = = 84;

Dm = 1,2; Dкн = 34.

Wm = • 100% = 5,8 %, Wкн = • 100% = 40%;

Кнеод = . = 1,096%

Кнеод • Кзап = 1,096 • 0,54 = 0,59.

Далее по русунку 1 находим пересечение значения 0,59 и прямой соответствующей обводненности 92%. Текщий коэффициент нефтеотдача равен 60,5%.

Рисунок 1 - Графо-аналитического выражения простейшей геологопромысловой адаптационной модели для прогноза текущей нефтеотдачи.

Для определения конечной нефтеотдачи используем рисунок 2 - График зависимости проектных коэффициентов нефтеотдачи от соотношения вязкостей нефти и воды для неоднородных терригенных поровых коллекторов с различной проницаемостью, при водонапорном режиме, среднее значение пористости 21%, что соответствует терригенным коллекторам, а неоднородность коллектора показывает коэффициент песчанистости, который равен:

= = 58, что меньшее 77 - значит пласт неоднороден.

Конечный коэффициент нефтеотдачи равен 36%.

Заключение

На сегодняшний день при изменении цен на углеводороды, их удешевление, связанное с политическими интересами отдельных стран, очень остро встает вопрос о грамотной разработке месторождения, с целью получения большей выгоды при наименьших затратах. Невозможно качественно добывать нефть и газ без представлений и теоретических знаний происходящих в недрах земли. Важно учитывать и прогнозировать многие процессы наперед, для достижения положительной работы в области недропользования.

Изучив данную контрольную работу, можно сделать вывод о том, что нефтяной коллектор - сложный объект с множеством нюансов, множеством на первый взгляд незначительно протекающих процессов и особенностей. Однако важно подчеркнуть, что, не взяв во внимание, даже мельчайшую деталь на стадии проектирования, можно кардинально ухудшить процесс добычи и загубить пласт.

Размещено на Allbest.ru