На правах рукописи

УДК 622.276.031

ПАПУХИН СЕРГЕЙ ПЕТРОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ТЕХНОГЕННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ

НА СТРУКТУРУ ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА,

ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА

НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ И КИН

Специальность 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа - 2008 2

Работа выполнена в ООО Научно-производственное объединение "Нефтегазтехнология", г. Уфа

Научный руководитель: - кандидат технических наук Сарваретдинов Рашит Гасымович

Официальные оппоненты: - доктор геологоминералогических наук, профессор Хайрединов Нил Шахиджанович - кандидат технических наук Мукминов Искандер Раисович

Ведущая организация: ООО "РН-УфаНИПИнефть"

Защита диссертации состоится 13 марта 2008 г. в 10 часов на заседании диссертационного совета Д.222.002.01. при Государственном унитарном предприятии проблем транспорта «Институт энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»), по адресу: 450055, г. Уфа, пр.

Октября, д.144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»).

Автореферат разослан 8 февраля 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук Худякова Л.П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Изменения свойств коллектора и пластовых флюидов в результате разработки нефтяных месторождений, в особенности для объектов, находящихся в длительной и поздней стадии разработки, достаточно полно изучены и освещены в научнотехнической литературе. Они вызваны изменением ФЕС пористой среды под воздействием различных термодинамических процессов, связанных с применением химических реагентов в различных технологических схемах, закачкой пресных и сточных вод, с нестационарностью изменения давления в пористых средах. Так наибольшее влияние на характеристику ФЕС могут оказывать нарушение равновесия минерального состава вод, отложение солей в порах, набухание глинистых включений, размыв и перенос цемента и зерен коллектора фильтруемой жидкостью, изменение температуры пласта при закачке холодной воды, разгазирование нефти, химические реакции и др. Исследование и оценка данных негативных явлений представляет значительную актуальность, так как термодинамические процессы, происходящие на единичных месторождениях, индивидуальны и существенно влияют на состояние разработки, хотя они имеют общую закономерность их возникновения в отдельных направлениях техногенного воздействия и для других месторождений, разделенных по признакам их протекания на обратимые и необратимые.

Наибольшее влияние на характеристики ФЕС оказывают изменение температуры и давления в пласте, приводящее к нарушению термодинамического равновесия насыщающих коллекторов флюидами, в результате которого происходит выпадение твердой фазы, асфальтеносмоло-парафиновых отложений (АСПО) из нефти, усиливаются процессы переноса данных частиц, способствуют протеканию сорбции, суффозии. Обобщая все виды техногенных изменений ФЕС, отметим, что они напрямую связаны с изменением коэффициента извлечения нефти (КИН), влиянием на численные значения остаточных запасов нефти и эффективность доразработки нефтяного месторождения.

Цель работы. Исследование влияния техногенного воздействия на структуру порового пространства, фильтрационно-емкостные свойства нефтенасыщенных коллекторов и на коэффициент извлечения нефти.

Основные задачи исследований.

1. Общая характеристика техногенных воздействий на поровое информативности базы ГИС, ГДИС, петрофизических характеристик коллекторов по ОАО «Самаранефтегаз»

Классификация изменения фильтрационно-емкостных свойств от техногенного воздействия.

4. Анализ зависимости между пористостью и проницаемостью «Самаранефтегаз»

5. Обоснование выбора методик построения петрофизической зависимости между пористостью и проницаемостью 6. Разработка математической модели и группирование зависимости «Кпр-Кп» подвергнутого и не подвергнутого техногенному воздействию коллектора.

7. Исследование влияния техногенного воздействия на поровое пространство, фильтрационно-емкостные характеристики нефтенасыщенного коллектора и КИН.

поставленных задач осуществляется путем теоретических исследований и результатов обработки и обобщения статистической информации по промысловым данным, лабораторных исследований керна, ГИС, ГДИС.

Для обработки статистических данных использовались методы математической статистики. Для исследования нестационарных процессов, вызванных техногенным воздействием на пласт, использовались детерминированные математические модели фильтрации многофазной жидкости.

Научная новизна выполняемой работы.

1. Проведена классификация изменений фильтрационноемкостных свойств коллектора от техногенного воздействия с разделением по признакам их протекания на обратимые и необратимые изменения порового пространства.

2. Предложена методика установления связи между пористостью и проницаемостью с использованием корреляции с прямой наилучшего приближения, усреднения данных перед расчетом уравнения регрессии и ранжирования данных для коллекторов с незначительным изменением характеристик от воздействия техногенных эффектов.

3. Разработана методика расчета зависимости «пористостьпроницаемость» по параметрам керна с использованием триангуляции Делани и среднестатистического значения площади областей Вороного для автоматизированного удаления «выбросов» выборки и установлена закономерность связи «пористость-проницаемость» по величине допускаемой 4. Изучено на базе одномерной модели изменение пористости коллектора, состоящего из двух компонент: растворимой (межзерновый цемент) и нерастворимой (зерна породы) от объема и длительности прокачки вытесняющего агента в нагнетательную скважину.

5. На базе двумерной модели исследована динамика изменения пористости при закачке вытесняющего агента с минерализацией и составом, отличающимся от пластовой воды, с учетом процесса выпадения солей, кольматации, суффозии и их Основные защищаемые положения.

1. Классификация изменений фильтрационно-емкостных свойств коллектора от техногенного воздействия с разделением по признакам их протекания на обратимые и не обратимые.

2. Методика расчета зависимости «пористость-проницаемость» по параметрам керна пласта, условно не подвергшегося или с малым техногенным воздействием.

3. Одномерная и двумерная модели динамики изменения пористости от техногенного воздействия на поровое Практическая ценность и реализация работы.

1. Разработаны и реализованы методические положения по параметрам керна и ГИС, которые использованы при выполнении проекта разработки Михайловско-Коханского (2006г.), Якушкинского (2007г.), Обошинского месторождений, а также при составлении каталога «Разработка каталога и стандарта по интерпретации ГИС с формированием алгоритмов определения параметров продуктивных пластов нефтяных месторождений ОАО «Самаранефтегаз», Самара, 2007г.

2. Предложена новая методика расчета изменения ФЕС от техногенного воздействия на пласт, учитывающая процесс выпадения солей, кольматацию, суффозию при закачке вытесняющего агента (вода) с минерализацией и составом, отличающимся от пластовой воды, а также влияние изменения ФЕС на КИН, которая передана в подразделения ОАО «Самаранефтегаз» для использования в промысловых условиях.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2004-2007 гг.), на заседаниях научнотехнического совета института «СамараНИПИнефть» (г. Самара, 1999 гг.), на научно-технических советах ОАО «Самаранефтегаз» (г.

Самара, 1999-2007 гг.), в нефтяной компании «ЮКОС» (г. Москва, 2002-2007 гг.), на заседаниях ГКЗ РФ (г. Москва, 2000-2007 гг.) Публикация результатов и личный вклад автора. По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ, в том числе в изданиях, входящих в перечень ВАК РФ, одна из которых выполнена самостоятельно. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов.

Структура и объем работ. Диссертация состоит из введения, глав, основных выводов и рекомендаций, табличных приложений и списка литературы из 108 наименований. Работа изложена на страницах, в том числе содержит 3 таблицы, 54 рисунка.

руководителю, к.т.н. Сарваретдинову Р.Г., а также д.т.н. Владимирову И.В., к.ф.-м.н. Ахмадуллину Ф.Г., к.ф.-м.н. Хафизову Р.М. за помощь и полезные советы, высказанные в процессе выполнения диссертационной работы.

Краткое содержание работы.

Во введении обоснована актуальность, сформулированы основные задачи и цель исследования, приведены научная новизна, основные защищаемые положения и практическая ценность работы.

Первая глава посвящена характеристике техногенных воздействий на поровое пространство нефтенасыщенных коллекторов.

Изменение свойств коллектора, прежде всего, пористости и проницаемости в процессе разработки нефтяных залежей и происходящие при этом явления достаточно хорошо освещены в научной и научно-технической литературе, например, в трудах Андреева В.Е., Горбунова А.Т., Губанова Б.Ф., Денк С.О., Дияшева Р.Н., Жданова С.А., Латыпова А.Р., Лубочкова Е.А., Муслимова Р.Х., Патрашева А.Н., Телина А.Г., Тропова В.П., Хавкина А.Я., Хайрединова Н.Ш., Хасанова М.М., Хисамутдинова Н.И., Шехтмана Ю.М. и др.

Однако среди многообразия научных исследований нет трудов, предлагающих систематизированное знание о процессах техногенного воздействия и изменения свойств порового пространства нефтенасыщенных коллекторов.

Отмечено, что изменение фильтрационно-емкостных свойств пористой среды при воздействии различными термодинамическими полями (в частности, в результате заводнения с добавкой различных химических агентов) приводит к практически важным последствиям.

Наиболее ярко проявляемым процессом является снижение (повышение) начального пластового давления в результате работы добывающих и нагнетательных скважин.

К изменению ФЕС могут привести нарушение равновесия минерального состава вод (отложение солей в пористой среде, набухание глинистых включений, размыв и перенос цемента и зерен коллектора и др.), изменение температуры пласта (при закачке холодной воды, разгазировании нефти, химических реакциях, при тепловом воздействии на коллектор).

Исследование и оценка данных фактов особенно важны для разработки неоднородных многопластовых месторождений нефти и газа, находящихся в поздней стадии. Для большинства таких месторождений разработка начиналась с весьма высокими темпами разбуривания и добычи нефти. При этом система поддержания пластового давления (ППД) вводилась через несколько лет, а иногда и десятилетий с момента массового разбуривания месторождения. В результате происходило существенное снижение начального пластового давления. После ввода системы ППД снижение пластового давления в малопроницаемых слоях (пластах) многопластовых объектов продолжалось и далее, поскольку при совместной с высокопроницаемыми пластами закачке воды они под нагнетание не осваивались. При разукрупнении объектов и выделении низкопроницаемых пластов в отдельные объекты удавалось активизировать добычу нефти из них, однако при этом возникали новые проблемы, в частности, при освоении их под закачку и эксплуатации.

Изменение пластового давления приводило к изменению внутрипорового давления и, как результат этого, к изменению эффективного давления на породу. Это в свою очередь изменяло ФЕС коллектора, причем восстановление начального пластового давления не сопровождалось полным восстановлением первоначальных параметров ФЕС. Таким образом, налицо необратимые упругие и неупругие (пластичные) деформации коллектора (рисунок 1).

Упругая деформация массива с образованием коллектора в поверхности обрушения результате изменения температуры Рисунок 1 Классификация изменений ФЕС от техногенного воздействия В связи с этим автором предложено следующее схематическое разбиение процессов, происходящих в пласте в результате техногенного воздействия (рисунок 1). Все процессы разделены на две основные группы: обратимые – это процессы, по истечении действия которых свойства порового пространства полностью восстанавливаются, и необратимые – приводящие к необратимым изменениям порового пространства.

Далее рассматриваются конкретные явления, приводящие к деформации и изменению ФЕС. Все указанные процессы могут происходить как одновременно, так и по отдельности. Так, например, процессы упругой деформации предшествуют неупругим. Изменения температуры и давления приводят к нарушению термодинамического равновесия насыщающих коллектор флюидов и, как результат, к выпадению твердой фазы из нефти, процессам переноса частиц данной фазы, сорбции, суффозии, что в свою очередь изменяет ФЕС коллектора.

Приведены экспериментальные данные и промысловые наблюдения изменения ФЕС коллектора в процессе разработки нефтяных месторождений, в результате чего сделан вывод, что в большей степени техногенное воздействие оказывает влияние на изменение свойств коллектора за счет химических реакций от нарушения термодинамического равновесия, кольматации, суффозии и сорбции.

Во второй главе приведен анализ, исследование и выбор методик построения петрофизической зависимости между пористостью (Кп) и проницаемостью (Кпр). В соответствии с главой 1 для продолжения дальнейших исследований влияния техногенного воздействия на пласт, в частности, на пористость (Кп) и проницаемость (Кпр), оценена информативность исходной базы данных по ОАО «Самаранефтегаз».

Обеспеченность информационной базой по характеристике коллекторов и залежей позволяет при определенной достоверности информации проводить анализ текущего состояния выработки нефтенасыщенных коллекторов и залежей нефти. Была проведена оценка состояния информативности месторождений ОАО «Самаранефтегаз», приуроченных к пяти крупным тектоническим элементам I порядка в пределах Самарской области: Южно-Татарский свод; Мелекесская впадина; Сокская седловина; ЖигулевскоПугачевский свод, Бузулукская впадина.

База данных коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности коллекторов, определенных по данным керна (база ОАО «Самаранефтегаз») содержит 52889 лабораторных образцов. Были изучены данные керна, опробования и геофизических исследований скважин по 884 пласто-месторождениям.

Далее выполнено обоснование и совершенствование методик расчета зависимостей Кп и Кпр методом корреляции с прямой наилучшего приближения, усреднения исходных данных и ранжирования. Были рассмотрены методические приемы, использованные для установления зависимости между пористостью (Кп) и проницаемостью (Кпр) коллектора, «условно» не подвергнутого техногенному воздействию.

Анализ керна позволяет получить зависимости между открытой пористостью и поровой проницаемостью. Если в терригенных коллекторах поровая проницаемость (проницаемость пор) составляет большую часть полной проницаемости, то в карбонатных коллекторах поровая проницаемость (проницаемость матрицы) очень мала по сравнению с трещинной проницаемостью, задача определения которой по данным ГИС в настоящее время еще не решена.

Граничные значения проницаемости для терригенных коллекторов и карбонатного верея как объектов исследования принимаются равными 0.001-0.002 мкм2, а для карбонатных коллекторов среднего карбона и девона изменяются от 0.0001 до 0. мкм2. Максимальные значения проницаемости в терригенных коллекторах редко превышают 1-10 мкм2. Пористость в коллекторах изменяется от 5-6% до 20-25 (в карбонатах) и от 8-12% до 20-30% (в терригенных отложениях).

На практике обычно решают регрессионную задачу, принимая, что «проницаемость зависит от пористости» или «пористость зависит от проницаемости». Более правильно говорить о том, что «имеется корреляционная зависимость между пористостью и проницаемостью».

То есть в данном случае имеет место не регрессионная задача, а корреляционная.

Для решения этой корреляционной задачи и определения оптимального метода построения корреляционной зависимости в условиях облака исходных данных рассмотрено три метода:

· метод корреляции с прямой наилучшего приближения;

· метод корреляции с усреднением исходных данных;

Метод корреляции с прямой наилучшего приближения (метод 1) В задаче прямолинейной регрессии, решаемой методом наименьших квадратов (МНК) (обозначая lg(Кп) как Y, а Кп через X), коэффициенты уравнения прямой (Y=AY+BY*X) находятся таким образом, чтобы минимизировать сумму квадратов отклонений по «направлению Y». В то же время есть еще одна регрессионная прямая (с уравнением X=AX+BX*Y), которая, наоборот, минимизирует квадраты отклонений по «направлению X». Обе эти прямые проходят через центр исходных данных (точку с координатами {Xср, Yср}). Прямая наилучшего приближения также проходит через эту точку в направлении наибольшей вытянутости облака данных и имеет угол наклона, средний между углами наклона регрессионных прямых.

Однако этот метод имеет и недостатки, так как использует только линейное уравнение вида Y=A+B*X.

Метод корреляции с усреднением исходных данных (метод 2) Использование данного метода возможно при наличии густого облака исходных данных, когда каждому значению X соответствует несколько значений Y и, наоборот, каждому значению Y соответствует несколько значений X. Цель метода - уменьшение облака данных (рисунок 2).

Lg (Кпр), Д Осредненные по ординате данные для прямой Yср=f(X) Осредненные по абсциссе данные для прямой Xср=f(Y) Рисунок 2 - Зависимость Кпр-Кп полученная по керну горизонта Б Горбуновского месторождения по методу корреляции с усреднением исходных данных для степенного уравнения Метод аналогичен предыдущему. Отличие состоит в том, что перед расчетом уравнений регрессии проводится усреднение данных.

Метод ранжирования данных (метод 3) Априорно известно, что корреляционная зависимость между пористостью и проницаемостью представляет собой монотонно возрастающую функцию. Коллекторы с малой пористостью характеризуются, в основном, низкой проницаемостью, в то время как высокопористые коллекторы имеют большую проницаемость. В связи с этим в данном случае решение задачи корреляции возможно с применением теории порядковых статистик, в частности, методом ранжирования данных.

В монотонно возрастающей функции для точных значений Y должны выполняться условия Однако наличие ошибок измерения часто приводит к нарушению этого условия для замеров Yi. Справедливость этого условия можно восстановить, если исходную выборку {Xi, Yi} заменить на выборку {rXi, rYi} где {rXi} и {rYi} – многомерные векторы, полученные путем ранжирования координат векторов {Xi} и {Yi}, или путем перестановки величин Xi и Yi в порядке их возрастания.

Lg (Кпр), Д Рисунок 3 - Зависимость Кпр-Кп полученная по керну горизонта Б Горбуновского месторождения по методу ранжирования данных для Графически замена выборки {Xi, Yi} на {rXi, rYi} сводится к тому, что все пары точек {Xi, Yi} и {Xj, Yj} (ij), которые лежат «неправильно» (или нарушают условие монотонности), будут переставлены так, что они обменяются значениями координаты X, оставив неизменными значения координаты Y. При этом «новые» точки {rXi, rYi} будут более близки к линии Y=f(X), чем исходные точки {Xi, Yi}.

Преимущества метода ранжирования данных (рисунок 3):

1) Метод малочувствителен к объему выборки исходных данных;

2) При нарушении плавности ранжированной линии на ее концах возможна отбраковка этих точек при построении уравнения зависимости.

3) Метод прост в реализации и имеет наглядный графический результат.

Как альтернативный вариант построения зависимостей Кпр=f(Кп) для нефтяных месторождений Самарской области, предложен метод с анализом исходной базы керна по распределению площади областей Вороного.

По некоторым месторождениям разброс массива данных «пористость-проницаемость» был значительным, поэтому для автоматизированного удаления «выбросов» применялась специальная методика. Данная методика заключалась в следующей последовательности операций:

· строилось поле значений пористость-логарифм проницаемости для группы исследованных образцов керна; по данному набору точек проводилось построение триангуляции Делани;

· для каждой точки на плоскости (Кп,lg(Kп)), являющейся соответствующая область Вороного;

· определялась площадь области Вороного и строилась гистограмма распределения значений площадей областей · определялось среднестатистическое значение площадей областей Вороного для данной выборки, и те значения, которые многократно превосходили его, отсеивались;

· по оставшимся данным строились зависимости и определялись закономерности связи значений «пористость-проницаемость».

По описанной выше методике были построены зависимости для данных исследований керна башкирского яруса месторождений нефти Самарской области и определены закономерности связи «пористостьпроницаемость».

Как показали дальнейшие исследования и анализ методических основ, наибольшей достоверностью обладает метод ранжирования данных. Но для крупных массивов метод с использованием областей Вороного обладает наименьшей трудоемкостью.

В третьей главе рассмотрено влияние на структуру порового пространства процессов переноса, сорбции, суффозии и продуктов химических реакций. Дано теоретическое описание изменения порового пространства. Принято, что фильтрация «растворов» в горных породах сопровождается сложными процессами их физико-химического взаимодействия, результатом которых является:

· поглощение компонентов раствора твердой фазой (сорбция);

· его обогащение (десорбция) за счет материала твердой фазы;

· отложение на стенках пор твердых взвешенных частиц (ТВЧ) (кольматация);

· отрыв частиц скелета пласта потоком жидкости (механическая Процессы диффузии и массообмена рассматриваются для изотермических условий, так как не затрагиваются явления, сопровождающиеся тепловыделением и теплоотдачей.

Для изучения механизма техногенного воздействия рассмотрены уравнения фильтрации и уравнения диффузии, кинетики массообмена.

Для больших значений давления p обычно используется теория нелинейно-упругого режима фильтрации, где параметры жидкости и среды (плотность и пористость) связаны с давлением в жидкости экспоненциальной зависимостью. Однако даже при значительных нагрузках на пласт (фиктивное давление до 100 ат) опытные данные достаточно точно аппроксимируются линейными зависимостями.

При этом по аналогии с А.Н. Павловым принята следующая классификация изменения химико-физико-механического состава пластовой массы породы по отдельным фазам:

а) Химическая суффозия – вымывание растворимых солей;

б) Коллоидальная суффозия – вымывание части грунта с разрушением микроагрегатов коагулированных глинистых в) Механическая суффозия – вымывание мелких частиц грунта г) Суффозия массы – вынос или выпор всей массы грунта.

Хотя в ряде случаев некоторые исследователи не оговаривают, какую суффозию они изучают, в этом случае результаты их исследований следует отнести к внутренней суффозии. Внешняя суффозия проявляется лишь в условиях отсутствия фильтрационного выпора на контакте двух слоев породы, что не всегда имеет место в пластовых условиях нефтяного месторождения.

Рассматриваемая задача в данной работе сформулирована следующим образом. Через пористую среду течет жидкость, содержащая взвешенные твердые частицы. Требуется определить изменение объемной концентрации (x,t) твердых частиц в жидкости и насыщенность (x,t) порового пространства незащемленными частицами в процессе фильтрации.

Для решения сформулированной выше задачи была составлена система уравнений, которой удовлетворяют искомые функции (x,t) и (x,t).

Для составления второго уравнения строится модель явления, основывающаяся на той или иной гипотезе.

Для случая кольматации пород принята одна из следующих гипотез:

1) Частица взвеси при движении не сталкивается с другими частицами; а будучи задержанной пористой средой, больше потоком не увлекается. Такое предположение может быть верным при малоконцентрированных суспензиях и больших размерах поровых каналов по сравнению с размерами частиц взвеси. Последнее условие если и удовлетворяется в начале процесса, то к концу, когда поровый канал закольматируется, может и не удовлетворяться. Для этой гипотезы получено 2) Частица взвеси попеременно осаждается и срывается, или, попав в фильтрационный поток, она продвинется на некоторый отрезок пути, затем задержится или осядет, вновь двинется и сделает следующую пробежку, снова задержится и т.д. При подобной гипотезе получаем второе уравнение в виде где А1 и А2 – коэффициенты, характеризующие осаждение и Для случая суффозии, происходящей под воздействием фильтрационного потока, движущегося со скоростями, большими критических, если так же принять, что частица попеременно срывается и осаждается (вторая гипотеза), второе уравнение будет иметь вид (3).

Уравнение (3) может быть также получено и из других соображений.

Система уравнений может быть приведена к одному уравнению телеграфного типа, которое может быть решено известными методами при соответствующих начальных и граничных условиях для функций (x,t) и (x,t), как в случае суффозии, так и в случае кольматажа.

В качестве примера выполнен расчет динамики изменения пористости скелета пласта для нагнетательной скважины №304 (пласт Б2) Губинского месторождения, нагнетательных скважин № 46 (пласт Д2), №344 (пласты Д3 и Д4) Михайловско-Коханского месторождения.

Предполагалось, что давление на скважинах постоянно. Зависимости между пористостью и проницаемостью, начальные значения пористости и максимальная длительность закачки t приведены в таблице 1.

Численный эксперимент показал, что увеличение пористости пласта происходит быстрее в районе скважин с более высокой проницаемостью пласта.

3 344, Михайловско- Д3 lg(Кпр)=9.7468·Кп 14.5 Далее была рассмотрена динамика изменения пористости пласта в районе нагнетательной скважины № 344 (пласт Д4) МихайловскоКоханского месторождения. Закачка вытесняющего агента в скважину производилась с 1973 по 1997 гг. Начальная пористость пласта равна 16 %. Зависимость проницаемости от пористости имеет вид:

lg(Кпр)=7.6471·Кп-2.2328, где Кп - пористость (д.ед.), Кпр проницаемость (Д). На протяжении периода эксплуатации в пласте поддерживался средний градиент давления 3.5 104 Па/м. С помощью построенной выше модели найдены измененные пористости пласта, возникшие в результате работы нагнетательной скважины.

Относительный межскважинный поровый объем определен как Vтек V0пор, где Vтек – текущий поровый объем межскважинного пространства, V0пор – начальный поровый объем межскважинного пространства.

Численный эксперимент показал, что в пласте с большей проницаемостью скорость изменения пористости и, соответственно, объема порового пространства выше.

В результате численных исследований при моделировании работы пластов с различными характеристиками получены следующие результаты:

· при увеличении постоянной времени релаксации (физически цементирующего вещества) из-за меньшей скорости изменения концентрации жидкости (раствора) до достижения равновесной концентрации, при которой прекращается растворение цементирующего вещества, фронт условно «чистой» жидкости, Относительный поровый объем, д.ед Рисунок 4. – Динамика относительного порового объема межскважинного пространства в процессе закачки при различных параметрах пласта (скважина №344, пласт Д4) 1 – базовый вариант (зависимость между проницаемостью и пористостью lg(Кпр)=2.0·Кп-1.5; начальная пористость Кп0=18%), 2 – для условия менее растворимого цементирующего вещества (характерное время релаксации t 2 = 2 t 1 ) по сравнению с базовым 3 –для условия менее прочной породы (коэффициент, характеризующий срыв частиц, a c(3) = 2 a c(2) ) по сравнению с В четвертой главе приведены результаты исследования причин изменения ФЕС коллектора в процессе длительной эксплуатации месторождения заводнением. Приводится методика исследования причин изменения пористости путем математического моделирования и проведения численных экспериментов. Предполагается, что изменение пористости носит комплексный характер. Причины изменения включают в себя выпадение солей из-за несоответствия солевого состава закачиваемых и пластовых вод, суффозию механических примесей и кольматацию пласта механическими примесями, содержащимися во флюидах пласта и в закачиваемой воде.

Принято, что процесс водонапорного вытеснения происходит при давлениях в пласте выше давления насыщения нефти газом, то есть в условиях применимости модели «black oil». Приведены уравнения, описывающие фильтрацию двухфазной жидкости. Для решения системы уравнений использовался метод IMPES. Уравнение для давления решалось неявной схемой, для насыщенности – явной.

Приведены основные абсолютные и относительные параметры двумерной модели. Предполагается, что параметры Якушкинского месторождения следующие: длина пласта Lx = 400 м, толщина Lz = 10 м, пористость Кп0(x*,z*)=0.007/((z*-0.6)4+0.06)+0.12, а его абсолютная проницаемость – lg(Кпр(Кп))=26.369·Кп-3.1852, где пористость задается в д.ед., проницаемость в мД. Вследствие кольматации принято, что проницаемость пласта изменяется следующим образом:

Кпр Кпр( Кп ) е-aРDКп, где Кп - изменение пористости вследствие кольматации, a p –коэффициент. Соотношение продольной (вдоль x) и поперечной (вдоль z) проницаемостей равно КпрX / Кпрz=10.

Соотношение вязкостей нефти и воды mo mw = 3.5. Значения упругоемкости воды, нефти, скелета породы соответственно равны:

b w = 3.7 10 -10 Па, bo = 7.4 10-9 Па, b s = 4.5 10-10 Па. Начальное пластовое давление p0 = 1.21107 Па, давление на входе в пласт (контур ВНК) – 1.7p0, на выходе из пласта (забой добывающей скважины) – 0.5p0. Значение параметра изотермы массообмена Ленгмюра L = 0.4.

Процесс моделирования вытеснения нефти водой продолжался до достижения предельной обводненности жидкости на выходе из пласта (0.98 д.ед.).

По результатам численных исследований зависимости технологических показателей от коэффициента a p и коэффициента v кр составили диапазон изменения a p =200 400, а v кр = (2 9) 10 -6 м/с, c01 = 0.15 кг/м3, c02 = 0.05 кг/м3, a01 = 20 кг/м3, a02 = 30 кг/м3.

На рисунке 5 приведены зависимости технологических показателей от коэффициентов, a p, v кр и a s, G.

Рисунок 5. Зависимость технологических показателей от параметров Продолжение рисунка Диапазон изменения параметра a s = 0.1 0.6 кг/м4, а параметра G 50 110 с, a p =350, v кр = 8 10 -6 м/с, остальные параметры как для рисунка 4. Значения КИН и относительного порового объема соответствуют моментам времени, когда обводненность добывающей скважины достигает 98%.

Анализ рисунков показывает, что увеличение значения критической скорости отрыва частиц приводит к уменьшению КИН и времени работы скважины, уменьшению относительного порового объема. С увеличением коэффициентов a p и a s происходит уменьшение КИН, относительного порового объема и времени достижения предельной обводненности 98%, при которой происходит отключение скважины.

В качестве примера рассмотрено влияние описанных выше процессов на выработку запасов нефти в районе скважины Якушкинского месторождения.

Приведем основные абсолютные и относительные параметры модели. По скважине №115 принято, что длина пласта Lx = 512 м, толщина Lz = 9 м. По аппроксимации точечных данных получено следующее выражение для пористости от безразмерной координаты z* :

Кп( z ) = - 3.3775 z* + 0.2411, z* 0.198;

Абсолютная проницаемость – lg ( Kпр ( Кп ) ) = 18.597 Кп - 1.4674, где пористость задается в д.ед., проницаемость в мД. Вследствие кольматации принято, что проницаемость пласта изменяется следующим образом: Kпр = Kпр ( Кп ) exp( -a p DКп ), где DКп – изменение пористости вследствие кольматации, a p – коэффициент.

Соотношение продольной (вдоль x) и поперечной (вдоль z) проницаемостей Kпр x Kпр z = 10. Соотношение вязкостей нефти и воды m o m w = 12.57. Значения упругоемкости воды, нефти, скелета породы соответственно равны: b w = 3.7 10-10 Па, b o = 7.4 10-9 Па, b s = 4.5 10-10 Па. Начальное пластовое давление p0 = 0.86107 Па, давление на входе в пласт (контур ВНК) – 2.3p0, на выходе из пласта (забой добывающей скважины) – 0.8p0. Значение параметра изотермы массообмена Ленгмюра L = 0.4. Процесс моделирования вытеснения нефти водой продолжался до достижения предельной обводненности жидкости на выходе из пласта (0.98 д.ед.).

Анализ численных исследований показывает, что по сравнению с базовым вариантом, когда отсутствуют процессы выпадения солей, кольматации и суффозии (при этом КИН достигает 0.326 д.ед., время достижения обводненности 98 % – 987.8 суток, относительный поровый объем 1.012 из-за упругих свойств пласта), когда закачивается пластовая вода без мехпримесей. При несоответствии солевого состава закачиваемой воды с пластовой или содержании в закачиваемой воде мехпримесей и протеканием процесса суффозии, кольматации и переноса частиц породы, происходит снижение КИН. Так, например, увеличение значения критической скорости отрыва частиц приводит к уменьшению КИН и времени работы скважины, уменьшению относительного порового объема. С увеличением коэффициентов a p и a s происходит уменьшение КИН, относительного порового объема и времени достижения предельной обводненности 98%, при которой происходит отключение добывающей скважины, локализация и отсечение извлекаемых запасов нефти в объеме 9800 т. нефти, что составляет от активных остаточных запасов -5,8%.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

На основе проведенного в работе анализа литературного и промыслового материала и их обобщения по оценке техногенных воздействий на поровое пространство нефтенасыщенных коллекторов выполнена классификация изменений фильтрационно–емкостных свойств коллектора с разделением по признакам их протекания на обратимые и Однозначно наличия необратимых деформаций коллектора в межскважинном пространстве от техногенного воздействия на пласт, в частности, на изменение и восстановление значений пористости и проницаемости не установлено.

Предложено, что путем совершенствования методических основ интерпретации ГИС, обработки кернового материала и прямых экспериментальных исследований по добывающим и нагнетательным скважинам выявление необратимых деформаций и нарушение порового пространства от техногенного воздействия возможны, но они могут быть определены на данный момент времени с какой-то допускаемой Для установления связи между пористостью и проницаемостью предложена методика обработки кернового материала с приближения и усреднения.

Разработана методика расчета зависимости «пористостьпроницаемость» по параметрам керна с использованием триангуляции Делани и среднестатистического значения площади областей Вороного для автоматизированного удаления «выбросов» выборки и установлена закономерность связи «пористость-проницаемость» по величине допускаемой погрешности.

Изучено на базе одномерной модели изменение пористости коллектора, состоящего из двух компонент: растворимой (межзерновый цемент) и нерастворимой (зерна породы) от объема и длительности прокачки вытесняющего агента в нагнетательную скважину.

· При увеличении постоянной времени релаксации (то есть вещества) из-за меньшей скорости изменения концентрации раствора до достижения равновесной концентрации, при которой прекращается растворение цементирующего вещества, фронт условно «чистой» жидкости, в которой происходит растворение цемента, проходит большее расстояние в поровом каналах, что приводит к более быстрому изменению порового объема межскважинного · При увеличении коэффициента, характеризующего срыв частиц (то есть при снижении прочностных характеристик на отрыв), поровый объем межскважинного пространства также изменяется быстрее.

На базе двумерной модели исследована динамика изменения пористости при закачке вытесняющего агента с минерализацией и составом, отличающимся от пластовой воды, с учетом процесса выпадения солей, кольматации, суффозии и их влияния на КИН.

По результатам численных исследований на примере данных по скв. № 515 Якушкинского месторождения показано изменение КИН от техногенного воздействия на пласт, вызванного переносом частиц породы пласта, кольматации, суффозии и сорбции, установлено снижение КИН на 5-10% от абсолютной его величины, что может привести к локализации и отсечению остаточных извлекаемых запасов в объеме 9800 т. нефти.

Разработанные методические приемы по оценке последствий техногенного воздействия на пласт, вызывающих изменение пористости и проницаемости, переданы для внедрения ОАО «Самаранефтегаз» в виде каталога с целью использования в промысловых условиях.

Основные положения диссертационной работы изложены в Шашель А.Г., Папухин С.П., Чеканов В.В., Александров А.А., Даниелян Б.З. Влияние геологических особенностей разреза на успешность поискового бурения на нефть в Самарском Поволжье // Современные проблемы геологии нефти и газа. – М.:Научный мир, 2001. – 372 с.

Монтлевич В.М., Суровиков Е.Я., Пригода Н.Н., Папухин С.П.

Факторы и количественная оценка рисков геологоразведочных работ // Известия Самарского научного центра Российской академии наук/Специальный выпуск «ПРОБЛЕМЫ НЕФТИ И ГАЗА», - Самарский научный центр Российской академии наук, 2002. – С.59-64.

Шашель А.Г., Папухин С.П., Даниелян Б.З, Марченкова Л.А., Поляков В.А., Колесников В.А. О новых перспективных направлениях поисков нефти на Жигулевско-Пугачевском своде // Недра Поволжья и Прикаспия. – 2002.- Выпуск 30, №4. – С.32-37.

Шашель А.Г., Папухин С.П., Марченкова Л.А., Даниелян Б.З, Колесников В.А., Хлуднев В.Ф. Разрывная тектоника Самарского Поволжья, геодинамическая обстановка ее формирования и нефтегазоносность // Недра Поволжья и Прикаспия. – 2002.- Выпуск 31, №4. – С.10-21.

Папухин С.П., Шпан В.Я., Поливанов С.А., Сарваретдинов Р.Г., Мустаева Э.Р. Методика построения структурной карты с учетом врезов // НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ – 2006.- №11. – C.21-23.

Папухин С.П., Шпан В.Я., Поливанов С.А., Гильманова Р.Х., Воронцова Н.А. Влияние гипсообразования на геологические объекты и запасы при заводнении коллекторов Якушкинского М.:ВНИИОЭНГ – 2006.- №11. –С.41-45.

Обиход А.П., Папухин С.П., Пакшаев А.А., Сагитов Д.К., Поливанов С.А. Основные направления повышения эффективности разработки эксплуатационных объектов Якушкинского месторождения // НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ – 2007.- №8. –С.29-37.

продуктивности добывающих скважин на завершающей стадии разработки // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», М.:ВНИИОЭНГ – 2007.С.20-22.

Папухин С.П., Владимиров И.В., Сарваретдинов Р.Г. Метод определения фактического коэффициента вытеснения по данным эксплуатации залежей нефти // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», М.:ВНИИОЭНГ – 2007.- №.12 –С.25-30.

10. Папухин С.П., Сарваретдинов Р.Г., Мельников М.Н.

Обоснование выбора метода построения петрофизической зависимости между пористостью и проницаемостью // НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ – 2008.- №.1 –С.9-