Анализ эффективности развития региональной энергетической промышленности: на примере Чеченской Республики тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.13.01, кандидат наук Дебиев, Майрбек Вахаевич

• Дебиев, Майрбек Вахаевич
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Дебиев, Майрбек Вахаевич

Содержание »

стр

Предисловие

Часть I. Промысловые наблюдения. Гидродинамические исследования скважин

1. Введение

2. Краткая характеристика объектов исследования

2.1.Некоторые особенности строения малопроницаемых коллекторов девона

2.2. Фильтрационно-емкостные характеристики продуктивных коллекторов девона

2.3. Краткие сведения о физических характеристиках пластов

3. Промысловые исследования нелинейных фильтрационных эффектов в неоднородных пластах

4. О деформациях коллекторов по данным промысловых и гидродинамических исследований скважин

4.1. Наблюдения в процессе эксплуатации скважин

4.2. Исследования скважин на установившихся режимах фильтрации

4.3. Исследования скважин и пластов на неустановившихся режимах фильтрации

4.4. Исследования взаимовлияния пластов многопластового месторождения

5. Применение модели деформируемых ("дышащих") коллекторов для обоснования забойного и пластового давления при разработке нефтяных месторождений

5.1. Обоснование оптимальных забойных давлений нагнетания воды в пласты девонских отложений

5.2. Модели карбонатных коллекторов месторождении Татарстана

5.3 Анализ результатов гидродинамических исследований карбонатных коллекторов

5.4. Определение диапазона оптимального пластового и забойного давлений закачки воды в карбонатные коллекторы

5.5. Оптимальное давление нагнетания при разработке терригенных пластов карбона

Заключение

Литература к части 1

Часть П. Математическое моделирование фильтрации в деформируемых пластах

1. Введение

2. Упругий режим фильтрации в трещиновато-пористых, пластах

2.1. Основные подходы к математическому описанию фильтрации в деформируемых коллекторах

2.2. Деформации блоков. Раскрытие и смыкание вертикальных трещин

2.3. Время установления давления в блоках

2.4. Определение функции К(р) по кривой восстановления давления (КВД) на скважине

3. Математическая постановка и решение задачи о НДС горных пород

3.1. Связь поперечных деформаций пласта с полем давления

3.2. Преобразование решения внешней задачи

3.3. Случай слоистого пласта

4 Стационарная фильтрация в деформируемом пласте...,

4.1. Постановка и схема решения внутренней задачи

4.2. Результаты расчетов для однослойного пласта

4.3. Расчеты для двухслойного пласта

4.4. Эффект призабойной зоны

5. Фильтрация под действием горизонтальной скважины

6. Нестационарная фильтрация в деформируемом пласте

6.1. Уравнения для давления

6.2. Переходные фильтрационные процессы

7. Пласт с аномально высоким давлением

8. НДС горных пород и двумерная фильтрация в неоднородном пласте

8.1. Задача о плоских деформациях

8.2. Решение внешней задачи

8.3. Решение внутренней задачи

8.4. Результаты численных расчетов

Литература к части II

Предисловие

В последнее время среди специалистов по разработке нефтяных месторождений оживленно дискутируется вопрос о влиянии деформаций пластов на показатели разработки. Под воздействием этой дискуссии сложилось многолетнее сотрудничество авторов данной книги. Она состоит из двух частей. Первая содержит результаты промысловых наблюдений и гидродинамических исследований скважин при отборе и закачке жидкости, позволяющих связать фильтрационно-емкостные свойства коллекторов с напряженно-деформированным состоянием горных пород. Вторая посвящена теоретическому исследованию процессов фильтрации в деформируемых пластах с учетом нелокального взаимодействия их с окружающими горными породами. Содержание первой части работы служило естественным источником для постановки задач, изучаемых во второй части. Математическое моделирование позволило объяснить некоторые экспериментальные эффекты. Например, расчетами подтверждено взаимодействие полей давления в гидродинамически изолированных пропластках, что можно объяснить лишь их деформациями. На наш взгляд, материалы первой части книги могут послужить базой для дальнейших теоретических исследований сложных проблем, связанных с деформациями пластов.

Первая часть книги написана Р.Н.Дияшевым. вторая - А.В.Ко-стериным и Э.В.Скворцовым.

Теоретические исследования выполнялись при поддержке Российского фонда фундаментальных исследований (проекты 93-013-17300 и 96-01-00155).

Авторы благодарны К.Г.Мазитову за проведение промысловых исследований скважин, Н.Х.Мусабировой за интерпретацию результатов исследований, И.Р.Дияшеву, А.Г.Егорову, В.М.Конюхову и М.М.Тороповой за организацию и проведение расчетов и плодотворное обсуждение результатов.

Авторы особо признательны Л.Р.Оснос и М.М.Тороповой, ВЛОЖИВШИХ много труда в подготовку рукописи к печати.

Часть I.

ПРОМЫСЛОВЫЕ НАБЛЮДЕНИЯ. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Анализ эффективности развития региональной энергетической промышленности: на примере Чеченской Республики»

1. Введение

Важнейшая задача при разработке нефтегазовых месторождений - обеспечение максимального извлечения углеводородного сырья из недр при экономически оправданных затратах. Эта весьма сложная проблема еще более усугубляется при воздействии на нефтенасыщенный пласт различными методами с целью увеличения нефтеизвлечения. Изменение фильтрационных характеристик пористой среды и насыщающих жидкостей при воздействии различными полями (физическими, тепловыми) или наиболее широко применяемого метода заводнения с добавкой различных химических реагентов, когда процессы фильтрации часто сопровождаются химическими реакциями или иными превращениями, приводит к практически важным последствиям. Однако, в первую очередь, процесс разработки нефтегазового месторождения сопровождается изменением (снижением) пластового давления при отборе жидкости и газа из пласта, если с самого начала не создана система закачки вытесняющего агента для поддержания пластового давления. Даже при закачке вытесняющего агента в окрестности нефтяных добывающих скважин всегда имеется область с давлением ниже пластового. И наоборот, в районе нагнетательных скважин давление, как правило, выше пластового. Ряд исследователей обращают внимание на то. что при этом могут происходить необратимые деформации коллекторов с негативными последствиями - уменьшением емкостно-фильтрационных характеристик пластов.

К отрицательным результатам могут привести изменение равновесия минерального состава вод (отложение солей в пористой среде или набухание глинистых включений), температуры пласта (например, охлаждение при закачке холодной воды) и др.

Исследование и оценка этих факторов приобретают особо важное значение на поздней стадии разработки неоднородных многопластовых нефтегазовых месторождений. В самом деле, например, разработка крупного Ромашкинского нефтяного месторождения началась весьма высокими темпами разбуривания и добычи нефти. Хотя с самого начала предусматривалось поддержание пластового давления, из-за отставания строительства объектов заводнения на отдельных площадях произошло существенное снижение начального пластового давления. Более того, по малопроницаемым пластам многопластового объекта процесс снижения пластового давления продолжился и далее, поскольку при совместной закачке воды они под нагнетание не осваивались. Лишь спустя десятилетия начался процесс активизации добычи нефти из малопроницаемых пластов путем разукрупнения объектов эксплуатации и выделения их в самостоятельные объекты. Однако, при этом возникли проблемы по освоению их под закачку воды. Имела ли место деформация, какова была степень этой деформации, была ли она упругой или необратимой, каковыми оказались последствия этих явлений на текущее и конечное нефтеизвлече-ние - вот неполный перечень вопросов, волнующих в настоящее время нефтедобытчиков.

Следует учесть, что малопроницаемые пласты характеризуются повышенным содержанием пелитовой и мелкопелито-вой фракции, включающей глинистые минералы. Значимы ли явления набухания глинистых минералов при закачке пресной воды в пласты, или проблемы возникают в связи с началом миграции мелких частиц при закачке воды? Возможны негативные явления, связанные с содержанием в составе пород различных магнитных минералов и их полей, создающих дополнительные сопротивления при движении флюида в поровых каналах. Оценка совместимости закачиваемых и пластовых вод для малопроницаемых пластов также приобретает интерес на данном этапе разработки Ромашкинского месторождения.

Многократно ставились вопросы, связанные с возможными от-

рицательными последствиями закачки холодной воды для вытеснения нефти из пластов. С точки зрения здравого смысла здесь нужны оценки потерь нефти за счет охлаждения пласта и затрат на поддержание пластовой температуры путем нагрева закачиваемой воды и доставки ее на забой скважины без охлаждения при транспорте на поверхности и в стволе скважины. С точки зрения термогидродинамических процессов в многопластовой залежи могут сложиться неблагоприятные ситуации для малопроницаемых пластов, которые оказались не вовлеченными в эксплуатацию при их разработке совместно с высокопроницаемыми. Отстающая от фронта вытеснения для высокопроницаемого пласта область охлаждения может охватить смежные малопроницаемые пласты.

В данной работе ставится достаточно скромная задача - проанализировать практические результаты промысловых наблюдений, а также исследований скважин и пластов и дать решение некоторых теоретических задач, связанных с деформацией коллекторов и оценкой этих явлений на продуктивные характеристики скважин.

Процесс разработки нефтегазовых месторождений практически всегда сопровождается изменением внутрипорового давления и (или) давления всестороннего сжатия горных пород. Так, например, при разработке нефтяных месторождений без поддержания пластового давления имеет место увеличение эффективного давления на породу, что приводит к уменьшению фильтраци-онно - емкостных характеристик (ФБС) пласта. Последующее освоение системы поддержания пластового давления, например, путем заводнения, не всегда приводит к увеличению снизившихся ФЕС пласта. Если и имеет место их рост, то оказывается, что до начальных значений они часто не восстанавливаются. Речь уже идет об упругих (пластичных) и (или) неупругих необратимых деформациях коллекторов.

Изучение явления деформации коллекторов в процессе разработки нефтяных месторождений имеет важнейшее практическое

значение, ибо могут иметь место не только ухудшение продуктивных характеристик коллекторов, но и безвозвратные потери нефти при проявлении необратимых деформаций пластов.

В этом направлении выполнено достаточно много серьезных теоретических исследований. Проблема изучается и путем физического моделирования. Однако оба этих подхода не могут адекватно охарактеризовать реальные процессы, имеющие место в пластовых условиях. Приближенный характер результатов таких исследований фактически признается большинством самих авторов. В то же время, в некоторых работах на основе лабораторных экспериментов делаются далеко идущие выводы, вплоть до рекомендаций о плотности сетки скважин, допускается появление зоны необратимых деформаций около ствола скважин в пласте.

В значительной мере лишены недостатков, присущих теоретическим и лабораторным исследованиям, результаты промысловых наблюдений и гидродинамических исследований скважин. Достоинством этих исследований является то, что они характеризуют значительные области пласта, сравнимые с расстояниями между скважинами. Вместе с тем, и при гидродинамических исследованиях часто можно получить противоречивые результаты, обусловленные как технологией измерений, так и методикой обработки их результатов. Результаты промысловых исследований, показывающие уменьшение продуктивности скважины во времени, обусловлены не только изменениями пластового и забойного давлений, но и значительным количеством иных факторов (обводнением пласта, загрязнением призабойной зоны скважины, трехфазной фильтрацией при снижении забойного давления Р3 ниже давления насыщения Рпас и т.д.).

Ясно, что охватить каким-либо серьезным анализом широчайший опубликованный материал по промысловым наблюдениям и гидродинамическим исследованиям скважин практически невозможно. Поэтому мы ограничимся результатами собственных исследований и обзором лишь тех публикаций, которые в той или иной мере посвящены вопросам деформации коллекторов или в

которых имеется фактический материал, полученный при разных значениях пластового или забойного давлений.

Поскольку процессы закачки вытесняющего агента (воды) в пласт и притока флюида (нефти и воды) из пласта противоположны по воздействию на коллектор, мы рассмотрим раздельно материалы по нагнетательным и по добывающим скважинам. В качестве показателя проявления деформаций будут приняты характер изменения продуктивности (дебита) скважин, обводненности продукции при различных величинах забойного и пластового давлений, а также коллекторских характеристик пласта (гидропро-водности, проницаемости) по данным гидродинамических исследований при различных режимах нестационарных и установившихся процессов фильтрации. С учетом характера деформаций коллекторов будут оценены оптимальные величины пластового и забойного давления в скважинах.

2. Краткая характеристика объектов исследования

Основные результаты практических исследований получены на нефтяных месторождениях Республики Татарстан. Нефтяная отрасль республики перешагнула 50-летнюю историю. За эти годы опубликовано много статей и монографий, где можно найти необходимые сведения как о геологическом строении, так и об основных характеристиках пластов-коллекторов большинства месторождений. В данном разделе преимущественно приводятся только те характеристики, которые наиболее тесно связаны с исследуемой проблемой - оценкой роли деформаций в разработке малопродуктивных коллекторов.

Основные разрабатываемые горизонты в девоне (пашийские и кыновские отложения) и в среднем карбоне (тульские и боб-риковские отложения) представлены терригенными коллекторами, которые характеризуются относительно высокими параметрами пластов. Остальные объекты представлены карбонатными коллекторами (турнейские, башкирские, верейские отложения) со

сложной фильтрационно-емкостной характеристикой (трещиновато-пористые, пористо-трещинные). Диапазон изменения и средние характеристики пластов по разрабатываемым объектам приведены в табл.2.1.

Доля остаточных извлекаемых запасов основных нефтяных горизонтов девона и карбона на 1.02.96г. составляла около 70% в терригенных и 30% - в карбонатных коллекторах. В накопленной добыче на карбонатные отложения приходилось чуть более 1.2%, а вся остальная добыча была произведена из терригенных пластов.

Несмотря на значительные усилия по совершенствованию методов разработки, проектные значения коэффициента нефтеизвле-чения остаются на уровне 16-20% для карбонатных и 25-35% для терригенных коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами. Заметное увеличение этих показателей требует в первую очередь глубокого знания геологической и лито лого-петрографической характеристики пластов. В последние годы этой проблеме уделяется существенно больше внимания, чем в те годы, когда основная добыча производилась из высокопроницаемых коллекторов.

2.1. Некоторые особенности строения малопроницаемых коллекторов девона. Еще в начале ввода в разработку продуктивных пластов пашийского горизонта были выделены два класса коллекторов: высокопродуктивные - песчаники и малопродуктивные - алевролиты [1]. Граничные значения между ними были приняты: по проницаемости 0.160 мкм2 и по пористости 16%. В последующие годы были предложены и более детальные схемы. Например, на основе анализа особенностей заводнения коллекторов введена действующая в настоящее время классификация [2], построенная на учете содержания объемной глинистости. Согласно этой классификации выделяются три основные группы пластов: коллекторы продуктивные (I группа), низкопродуктивные (II группа) и неколлекторы (III группа).

К первой группе пластов отнесены коллекторы с проницаемостью по воздуху КпрМб. >0.1 мкм2 (фазовая проницаемость по

Свойства нефти Вязкость, мПа*с 14.7-79.9 1 47.9 18,0-95.0 1 00 1П Щ 17.1-80.0 1 33.4 15-90 40,9 1 15-119 1 42.9 1 1.9-8.9

Плотность, кг/м3 ' 300-924 939.4 : .883-990 1 950.6 1 882-825 1 Оч гп Оч 1 853-922 1 924.7 1 888-964 45 ГЛ Сч 1 801-875 857.6

Параметры пласта Глубина, м 812-970 915 802-1100 958 1 788-1188 1123 1 900-1250 ¡171 1 1095-1250 1184 1 1604-1906 1778

Толщина, м 1.7-12.2 : чо 2.0-18.8 8.1 0.9-7.6 3.3 1.7-15.2 С-4 7.6-22.5 оо об 1.2-17.7 Оч чО

Нефтенасы-щенность, % 67-79 75.2 67-83 78.6 о оо 1 81.1 55-90 Г"; ОО 54-80 ГО- г- 58.4-8.3 79.3

Проницаемость, мкм2 0.018-0.286 1 0.163 о см о 1Л о о 0.133 0.014-1.264 0.448 0.032-2.058 0.517 оо оо о о\ т о О 0.240 1 0.118-1.049 0.425

Пористость % 45 45 ( г- 14.0 1 14.0-27.0 1 Сч» <м 1 13.0-27.0 1 СЧ СЧ 1 10.0-15.0 1 13.0 1 10.0-22.0 Оч

Горизонт 1 Верейский Баш-кирский Тульский Бобриков-ский Турней-ский Девонский

<и з ж

ж

о

0

1

О

а.

ч

I

х о

5

к 1> й

и>

5

а. к

о

4

н В

5

к з-

СИ

1) я

31 ей Ег<

и

К

а. С

нефти Кпр,ф,н_ > 0.05 мкм2). В этой группе выделены два класса пластов:

- первый класс - продуктивные коллекторы с объемной глинистостью Кгл < 2% (относительная амплитуда кривой гамма-метода (ГК) на уровне исследуемого пласта AJ7 < 0.20),

- второй класс - продуктивные коллекторы с объемной глинистостью Кгл > 2% (Д1/7 > 0.20).

В качестве промыслового критерия выделения двух классов было принято, что пласты первого класса заводняются при закачке воды с плотностью рв = (1.0 — 1.18) ■ 103 кг/м3; второго класса - не заводняются при закачке воды с плотностью рв < 1.12 • 103 кг/м3.

Ко второй группе пластов отнесены низкопродуктивные коллекторы с проницаемостью Knp,as. = 0.03 — 0.10 мкм2 (фазовая проницаемость по нефти Кпр,фн. = 0.01 — 0.05 мкм2) и объемной глинистостью Кгл > 2%(AJj > 0.20). Они также не заводняются при закачке воды с плотностью рв < 1.12 • 103 кг/м3.

К третьей группе отнесены непродуктивные пласты (неколлекторы) с проницаемостью Кпраб. < 0.03 мкм2 и глины.

Количественные определения глинистости, пористости и абсолютной воздухопроницаемости основываются на замерах комплекса нейтронного гамма-каротажа (НГК) и гаммакаротажа (ГК). Разрешающая способность метода по толщине исследуемого объекта составляет 0.6 м (на практике 0.8 м) с достоверностью определения значений коэффициентов глинистости, пористости и абсолютной воздухопроницаемости порядка 85-90% [3]. При этом с уменьшением толщины пласта (пропластка) достоверность результатов значительно снижается.

С точки зрения оценки влияния деформаций коллекторов на продуктивные характеристики пластов весьма важны исследования как на макро-, так и на микроуровне. На макроуровне изучено и показано весьма неоднородное строение каждого пласта, когда чередуются прослои небольшой толщины с существенно различающимися фильтрационно-емкостными свойствами. Стандартны-

ми геофизическими методами эта неоднородность не выявляется, а детальные исследования с отбором керна часто ограничены в объемах. Ниже приведем некоторые результаты таких исследований с корреляцией строения и работы неоднородных пластов.

Обобщением результатов исследования скважин глубинными дебитомерами и расходомерами было показано, что толщина интервалов пласта, характеризующаяся наличием притока в нефтяных или приемистости в нагнетательных скважинах Ромашкин-ского месторождения, как правило, меньше общей перфорированной. Кроме напряженного состояния призабойной зоны пластов это в значительной мере обусловлено качеством вскрытия пласта в процессе бурения и перфорации, а также литологической неоднородностью пластов, детальная оценка которой по геофизическим материалам затруднительна. Для изучения влияния литологической неоднородности на отдачу пласта проведено сопоставительное исследование керна и профилей притока, замеренных при открытом забое.

Детально были изучены три пласта, характеризующиеся высоким (100%) выносом керна: Дх „а и Д] _б в скв.5541-Алькеевской и в скв.7335-Восточно-Сулеевской площадей [4]. Профили

притока измерялись глубинными дебитомерами с интервалом 10-20см на нескольких режимах эксплуатации, что позволило оценить также влияние изменения депрессии на пласт и величины пластового давления на характер работы отдельных интервалов пласта. По данным стандартного каротажа пласты характеризуются как достаточно однородные.

По керну был детально изучен литологический состав пород, их структурно-текстурные особенности, структура порового пространства, пористость, проницаемость и характер нефтенасьпце-ния. Кроме того, рентгеноструктурным (ИГиРГИ) и иммерсионным методами (ВНИГРИ) был изучен состав пелитовой фракции песчаников и алевролитов из скв.5541.

Пласты Дх_а и Д1_б в скв.5541 слагаются кварцевыми мелкозернистыми алевролитозыми песчаниками и крупнозернисты-

ми алевролитами, в разной мере песчаными; реже в уплотненных прослоях встречаются разнозернистые, в той или иной степени окварцованные алевролиты. Примесь среднезернистого песчаного материала (0.25-0.5 мм) незначительна: менее 5%. По данным гранулометрического анализа содержание ее может быть завышено у окварцованных разностей пород.

Пелитовая фракция в пласте Дх_а составляет в среднем 1.8%, а в пласте - 2.4%. По результатам рентгеноструктурного и иммерсионного анализов установлено, что основными компонентами пелитовой фракции являются обломочный кварц, в меньшей мере кальцит, а на долю глинистых минералов, представленных каолинитом и гидрослюдой, приходится лишь ее незначительная часть (5-10%). Содержание мелкоалевролитовой фракции (0.01-0.05 мм) в пласте Д!_а также невелико: в среднем 4.4%, а в пласте Л.\-б оно значительно выше: в среднем 20.8%. Особенно возрастает (до 35.9-43%) доля мелкоалевролитовой фракции в прослоях разнозернистых алевролитов. Обычно же содержание ее колеблется от 2.5 до 23%.

Однородные по геофизической характеристике и близкие по средним значениям пористости (21.5 и 21.4%) и проницаемости (426.5 ■ Ю-3 и 403.4 ■ Ю-3 мкм2) пласты Д!_а и отличаются значительной послойной неоднородностью и цитологическим составом.

Пласт Д1_0 слагается примерно равным количеством переслаивающихся песчаников и алевролитов. В кровле пласта залегают неравномерно уплотненные и окварцованные породы с пятнистым нефтенасьпцением и наиболее плохими коллектор скими свойствами (коэффициент пористости (Кп) = 10.8 — 17.8%, коэффициент проницаемости (Кпр) = 3.2 • Ю-3 — 40 ■ 10_3 мкм2). Пласт в этом интервале не работал при всех режимах. Основная часть пласта Д]_а интенсивно нефтенасыщена (содержание связанной воды ifg.ce. изменяется от 5.58 до 9.5%). Чередование песчаных и алевролитовых прослоев, изменение плотности укладки, послойно неравномерное развитие кварцевого цемента наиболее

чутко отразились на величине проницаемости, которая изменяется от 0.222 до 0.886 мкм2, в то время как пористость колеблется в пределах 21.4-23.3%. Наиболее высокопроницаемые слои песчаников прослеживаются в средней и нижней частях пласта [Кпр ~ 782.7 • 10~3 — 886 ■ 10~3 мкм2). Именно из этих прослоев были получены наиболее интенсивные и постоянные притоки. Высокопроницаемые песчаники, залегающие в верхней части пласта (Кпр = 537.7- Ю-3 — 782 • 10~3 мкм2), при исследовании на первом режиме характеризовались отсутствием притока, что могло быть обусловлено низким пластовым давлением, а также загрязнением призабойной зоны пласта при бурении. При исследовании на втором режиме, когда увеличились пластовое давление и депрессия на пласт, произошло очищение призабойной зоны, поэтому приток отмечался и при низкой депрессии на пласт. Таким образом, с повышением пластового давления увеличиваются как интенсивность притока, так и работающая толщина прослоев пласта.

Пласт слагается в основном алевролитами. Песчаники,

составляющие ~ 1/3 его толщины, приурочены преимущественно к нижней половине пласта. Разрез пласта Д1_(5- характеризуется еще большей послойной неоднородностью, обусловленной худшей сортировкой обломочного материала, разной плотностью укладки и неравномерным окварцеванием.

Содержание пелитовой фракции невелико (от 0.5 до 2.6%), лишь в подошве пласта оно' возрастает до 8.5%. Минеральный состав пелитовой фракции тот же, что и в пласте Д^д, содержание глинистых материалов в отдельных прослоях значительно выше: достигает 40.7% от веса пелитовой фракции. В связи с этим интервал послойных колебаний проницаемости в основной части пласта возрастает от 0.304 до 1.582 мкм2.

Верхняя часть пласта (0.35см) сложена разнозернистыми песчаными алевролитами, неравномерно и слабо нефтенасьпценными (коэффициент водонасыщенности (Кв) = 21.8 — 68.4%). Пористость алевролитов изменяется от 15.2 до 22.4%, а проницаемость - от 36.6 ■ 10_3 до 270 ■ 10_3 мкм2. Притоков из этой части пласта

получено не было при всех режимах.

Ниже по разрезу пласт слагается алевролитами в основном крупнозернистыми, сильно песчаными, с рыхлой укладкой зерен, интенсивно нефтенасыщенными (Кв = 11.5 — 18.9%). Пористость их высока - 22.2-23.4%, проницаемость изменяется от 0.372 до 0.5 мкм2. Среди них прослеживаются два более плотных прослоя разнозернистых алевролитов с более низкой пористостью (21.6 и 21.7%) и проницаемостью (0.218 и 0.284 мкм2) и два прослоя алевролитов с рыхлой укладкой и наиболее хорошими коллектор-скими свойствами: Кп = 24.3 и 24.5%; Кпр = 0.791 и 0.709 мкм2. Нижний из этих прослоев характеризуется притоком нефти на всех режимах исследования. Верхний слой подключился в работу лишь при высоких пластовом давлении и депрессии на пласт. Как и для пласта Д1_а, здесь отмечается значительное расширение интервалов и интенсивности притока с увеличением депрессии на пласт и пластового давления.

Наиболее продуктивная часть пласта (1736.1-1736.9 м) слагается алевролитовыми песчаниками с преимущественно рыхлой укладкой зерен (реже - с неравномерной). Встречаются поры-каналы. Неравномерностью укладки и сортировки обломочного материала в пределах отдельных прослоев обусловлены резкие послойные изменения проницаемости песчаников от 0.281 до 1.098 мкм2. Эта часть пласта характеризуется наиболее интенсивными притоками нефти, особенно на втором режиме исследования при высоких пластовом давлении и депрессии.

Нижняя часть пласта (1736.9-1737.5 м) представлена алевролитами с прослоем песчаника. Породы более неоднородны, плотны, с глинистыми прожилками, резко возрастает содержание мелких фракций - до 25-28%. Коллекторские свойства резко ухудшаются.

Таким образом, интервалы пластов с наибольшей неоднородностью и относительно низкой проницаемостью характеризуются отсутствием притока. Кроме того, толщина интервалов притока нефти и его интенсивность увеличиваются с ростом пластового

давления и депрессии на пласт. Следовательно, режимы эксплуатации скважин должны быть установлены в соответствии с кол-лекторскими и цитологическими свойствами пластов.

Пласт Дх_5 в скв. 7335 отличается большей толщиной (3.75 м), лучшими коллекторскими свойствами (Кпр = 652.6 • Ю-3 мкм2, Кп = 25%) и высоким коэффициентом проводимости (231.1 мкм2 ■ см). Он относится к высокопроницаемым пластам, хотя в его составе резко преобладают песчаные алевролиты. Лишь в нижней половине пласта прослеживается песчаный прослой толщиной 0.25 м. В целом породы довольно однородны; слоистость подчеркивается темными тонкими прожилками окисленной нефти. Содержание пелитовой фракции в них не превышает 1.5-2%, а на долю мелкоалевролитовой приходится 4-10%, реже до 13%. Однако послойные изменения гранулометрического состава, неоднородность укладки и послойное окварцевание обусловили изменение в значительных пределах пористости (от 15.5 до 28.8%) и проницаемости (от 0.22 до 1.3 мкм2). Уплотненные тонкие прослои толщиной до 3-5 см, совершенно лишенные нефти, характерны для верхней половины пласта. Более однородная, неясно слоистая нижняя часть пласта (1732.1-1732.8 м) характеризуется меньшими колебаниями пористости (22-28%) и несколько большей проницаемостью (0.32-1.35 мкм2, в среднем 0.75 мкм2). В кровле (0.25 м) и подошве пласта (0.20 м) отмечаются ухудшение сортировки обломочного материала, значительное, обычно неравномерное уплотнение укладки зерен и более интенсивное окварцевание. В связи с этим резко ухудшаются коллекторские свойства (Кп до 12.6%, Кпр до 50- Ю-3 мкм2), а нефтенасьпцение становится слабым, пятнистым.

Интенсивно нефтенасыщенная толщина пласта равна 3.3 м,

Скв. 7335 была исследована глубинными дебитомерами в различные периоды ее эксплуатации. При измерении дебитомером вскоре после бурения и освоения скважины она не фонтанировала из-за низкого пластового давления. Вызов притока и измерение профилей было осуществлено при работе компрессора (режим

1). Пластовое давление в этот период составило около 12 МПа на глубине залегания кровли пласта. Более интенсивный приток жидкости из верхнего интервала пласта (1730.2-1730.5 м), представленного породами с худшими коллекторскими свойствами, по-видимому, объясняется тем, что из-за плохой гидродинамической связи в этом интервале могло сохраниться большее пластовое давление, чем в среднем по скважине, обеспечивающее большую депрессию на этот интервал пласта.

Через месяц после исследования скв.7335 на 1-м режиме была пущена под закачку воды скв.7307. За 8 месяцев в скв.7307 было закачано около 160 тыс.м3 воды. Это привело к увеличению пластового давления до 14.5 МПа. Скв.7335 перешла на режим устойчивого фонтанирования.

Последующие исследования скв.7335 дебитомером показали, что в связи с повышением давления интервалы притока несколько расширились, а также произошло изменение интенсивности притока. Так, по данным исследования на 2-м режиме после 6 месяцев усиленной закачки в скв.7307 (85% общего объема воды закачано за этот период) почти вся нижняя часть пласта характеризуется равномерным притоком, а верхняя часть отключена, поскольку не испытывает влияния закачки из-за худшей коллекторской характеристики.

Интервал пласта (1732.5-1732.7 м), представленный песчаниками, характеризуется наиболее интенсивным притоком при всех режимах исследования.

Таким образом, однородные по геофизическим данным пласты представлены частым чередованием прослоев, различающихся литологическим составом, структурно-текстурными особенностями, структурой порового пространства, проницаемостью и характером нефтеыасьпцения. При практически одинаковых величинах пористости проницаемость отдельных прослоев в разрезе пласта изменяется в 3-4 раза и более, резко снижаясь в его кровельной и подошвенной частях.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Дебиев, Майрбек Вахаевич, 2014 год

Литература к части II

1. Баренблат Г.И., Ентов В.М.. Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. - М.: Недра, 1984.

2. Баренблат Г.И., Желтов Ю.П., КочинаИ.Н. Об основных представлениях теории фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах // Прикладная математика и механика, 1960, т.24, вып. 5, с. 852-864.

3. Блинов А.Ф., Зайнуллин Н.Г. Исследование нагнетательных скважин Ромашкинского месторождения глубинными расходомерами // В сб.: Вопросы геологии, разработки нефтяного месторождения, гидродинамики и физики пласта. - Л.: Недра, 1965, с. 207-220.

4. Буевич Ю. А. Структурно-механические свойства и фильтрация в упругом трещиновато-пористом пласте // Инженерно-физический журнал, 1984, т.4, № 4, с. 593-600.

5. Васильев Ф.П. Методы решения экстремальных задач. - М.: Наука, 1981.

6. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. - М.: Недра, 1986.

7. Градштейн И.С., Рыжик Я.С. Таблицы интегралов, сумм, рядов и произведений. - М.: Наука, 1964.

8. Губанов Б.Ф. Исследование и разработка методов и технических средств увеличения нефтеотдачи путем повышения охвата пластов воздействием.: Дисс. д-ра техн. наук, М., 1981.

9. Губанов Б.Ф., Желтов Ю.П. Регулирование процесса разработки с применением повышенных давлений нагнетания // В кн.: Труды ВНИИ. М.: Недра, 1968, вып. 54, с. 165-180.

10. Дияшев И.Р., Конюхов В.М., Костерин A.B., Скворцов Э.В. О продуктивных характеристиках скважины в деформируемом пласте, взаимодействующем с горными породами // Изв. РАН, МЖГ, № 1, 1995, 86-93.

11. Дияшев И.Р., Конюхов В.М., Скворцов Э.В. Нестационарная фильтрация под действием скважины в деформируемом пласте, взаимодействующем с горными породами // Изв. РАН, МЖГ, № 1, 1996, 85-90.

12. Дияшев Р.Н., Костерин A.B., Скворцов Э.В. Влияние деформаций пласта на дебит скважины. Разработка месторождений нефти и газа: современное состояние, проблемы, перспективы: Труды Всес. школы-семиыара 11-16 марта 1991. - Звенигород, т. 1, 1991, с.266-270.

13. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. - М.: Недра, 1984.

14. Дияшев Р.Н., Костерин A.B., Скворцов Э.В., Дияшев И.Р. Исследование режимов фильтрации в деформируемых карбонатных коллекторах // Нефтяное хозяйство, 1993, № 11, с. 23-26.

15. Ентов В.М., Малахова Т.А. Об изменении напряженно-деформированного состояния горных пород при изменении давления в насыщенном жидкостью пласте // Изв. АН СССР, МТТ, № 6, 1974, с.53-65.

16. Ентов В.М., Малахова Т.А., Марморштейн JI.M. Влияние изменения давления в пласте на гидродинамические характеристики соседних с ним пластов. Изв. ВУЗов. Нефть и газ, № 4, 1977, 63-65.

17. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1986.

18. Зазовский А.Ф. О напряженном состоянии насыщенного жидкостью пласта в окрестности эксплуатационной скважины // Изв. АН СССР, МТТ, № 3, 1980, с.111-119.

19. Костерин A.B., Егоров А.Г. Упругий режим фильтрации в трещиновато-пористых пластах // Известия РАЕН, серия "Математика, математическое моделирование, информатика и управление", 1997, т.1, № 4, с. 60-73.

20. Костерин A.B., Лебедев П.Н., Скворцов Э.В. Фильтрация в при-забойной зоне нефтяного пласта с аномально высоким пластовым давлением // Инж.-физ. журнал, т. 71, № 4, 199S, с.237-240.

21. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. - М.: Недра, 1977.

22. Marapa К. Уплотнение пород и миграция флюидов. Прикладная геология нефти. - М.: Недра, 1982.

23. Механика насыщенных пористых сред / Николаевский В.Н., Бас-ниев К.С., Горбунов А.Т., Зотов Г.А. - М.: Недра, 1970.

24. Митчел Э., Уэйт Р. Метод конечных элементов для уравнений с. частными производными. - М.: Мир, 1981.

25. Непримеров H.H. Трехмерный анйлиз нефтеотдачи охлажденных пластов. - Казань: Изд-во Казан, ун-та, 1978.

26. Нигматуллин Р.Н. Динамика многофазных сред. - М.: Наука, 1987, т. 1.

27. Николаевский В.Н. К построению нелинейной теории упругого режима фильтрации жидкости и газа // ПМТФ, 1961, № 4, с. 67-76.

28. Николаевский В.Н. К изучению нелокальных эффектов при упругом режиме фильтрации в глубинных пластах // ПМТФ, № 4, 1968, с. 35-38.

29. Николаевский В.Н. Механика насыщенных и трещиноватых сред. - М.: Недра, 1984.

30. Николаевский В.Н., Рамазанов Т.К. Напряженно-деформированное состояние горного массива при нелокально-упругом режиме фильтрации в пласте // Изв. АН СССР, МТТ, № 3, 1977, с.138-141.

31. Николаевский В.Н., Рамазанов Т.К. На-пряженно-деформирован-ное состояние пласта с учетом фильтрации жидкости. Изв. СО АН СССР // ФТПРПИ, № 5, 1982, 37-49.

32. Николаевский В.Н., Рамазанов Т.К. Напряженно-деформированное состояние пласта и восстановление давления в скважине / / Механика деформируемого тела. Прочность и вязкоупругоплас-тичность. - М.: Наука, 1986, 94-105.

33. Новацкий В. Теория упругости. - М.: Мир, 1975.

34. Нустров B.C. Фильтрация в деформируемых трещиновато-пористых средах. - Дис. докт. физ - мат. наук, Екатеринбург, 1991.

35. Полубаринова-Кочина П.Я., Пряжинская В.Г., Эмих В.Н. Математические методы в вопросах орошения. - М.: Наука, 1969.

36. Прудников А.П., Брычков Ю.А., Маричев О.И. Интегралы и ряды. Специальные функции. - М.: Наука, 1983.

37. Развитие исследований по теории фильтрации в СССР. - М.: Наука, 1969.

38. Рамазанов Т.К., Рустамов Я.В. Фильтрация жидкости в линейно-упругих трещиновато-пористых породах // Изв. вузов, Нефть и газ, № 10, 1990, с. 42-49.

39. Самарский A.A. Теория разностных схем. - М.: Наука, 1989.

40. Хайруллин М.Х. О решении обратных задач подземной гидромеханики с помощью регуляризующихся по А.Н.Тихонову алгоритмов // ЖВММФ, № 5, т. 26, 1986, с.780-783.

41. Христианович С. А. Механика сплошной среды. - М.: Наука, 1981, с. 338-383.

42. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. - М.: Гостехиздат, 1959.

43. Biot V.F. Mechanics of deformation and propagation in porous media // Applied Physics, 1962, v. 33, № 4, p. 1482-1498.

44. Kosterin A.V., Scvortsov E.V., Konyukhov V.M., Dijashev J.R. Rocks and layers deformation impact on productive characteristics of well. Int. conf. Problems of complex development and production of hard-accessible oils and natural bitumens. Proceedings. Oct.4-8, Kazan, v.2, 1994, 593-602.

45. Lewis R.W., Schrefler D.A., Simoni L. Coupling versus uncoupling in soil consolidation //Int. journal for numerical and analytical methods in geomechanics, 15, 1991, 533-548.

46. SchifEman R.L. A bibliography of consolidation // Bear J., Corapci-oglu M.Y. (Eds.) Fundamentals of transport in porous media (NATO ASF Ser.) - Martinus Nijhoff Publishers, 1984, p. 619-669.

47. Wilson R.K., Aifantis E.C. On the theory of consolidation with double porosity // Int. Engng. Sci., 1982, vol.20, № 9, p.1009-1035.

48. Костерин А.В., Скворцов Э.В. Продуктивные характеристики скважины в системе пласт-горные породы // Известия РАЕН, серия "Математика, математическое моделирование, информатика и управление", 1998, т.2, № 1, с. 80-106.

49. Костерин А.В., Скворцов Э.В., ТороповаМ.М. Напряженно-деформированное состояние горных пород и фильтрация в неоднородных пластах // Вычислительные технологии, т.4, № 2, 1999, с. 42-50.

Дияшев Расим Нагимович, Костерин Александр Васильевич, Скворцов Эдуард Викторович.

Фильтрация жидкости в деформируемых нефтяных пластах научная монография

420008, Казань, ул. Университетская, 17, к.317. Казанское математическое общество Отпечатано на ризографе с готовых оригинал-макетов на участке оперативной полиграфии ООО «СТРОЙТЕК-М». 123423, г. Москва, ул. Демьяна Бедного, д.23. корпус I . Тираж 500 Заказ 142.