Методы исследования нефтяных скважин при установившемся режиме. Определение параметров пласта

Министерство  образования и науки РФ

Государственное образовательное учреждение высшего

профессионального образования

«Тюменский  государственный нефтегазовый университет»

                                                                      

 

 

 

Кафедра: “РЭНГМ”

 

 

 

 

 

КУРСОВАЯ РАБОТА

 

по дисциплине: Подземная гидромеханика нефтяного и газового пласта

на тему: «Методы исследования нефтяных скважин при установившемся режиме. Определение параметров пласта»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                 Выполнил: студент 3-го курса,

                                                                 группы НР-09-1, Вахобов.А.А.

                                                                 Проверила: Каширина К.О.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Тюмень 2011 г.

 

Содержание

 

1. Введение

Многие исследователи  давно отметили наличие трещиноватости как на керновом материале, так и  в самом пласте. О влиянии трещиноватости на процесс разработки посвящено незначительное количество работ.

Образование каналов  низкого фильтрационного сопротивления (трещин) носит, преимущественно, техногенный характер. Это обусловлено наличием динамо – напряженных зон и флексурно – разрывных нарушений. Гидравлический разрыв пласта, глубокие депрессии и высокие репрессии при бурении, освоении и эксплуатации скважин, превышают критические величины раскрытия динамо – напряженных зон и флексурно – разрывных нарушений и, тем самым, способствует образованию трещин (каналов с аномально – низким фильтрационным сопротивлением – НФС).

С целью изучения трещиноватости коллектора и влияния трещин на процесс разработки наряду с гидродинамическими, петрофизическими и другими методами применяют аэрофотокосмические и индикаторные исследования.

Трассерные (индикаторные) исследования заключаются в закачке в нагнетательную скважину жидкости, систематическом отборе проб жидкости из добывающих скважин, их анализе на присутствие трассера и интерпретации полученных результатов с целью разработки геолого-технических мероприятий по управлению процессом заводнения.

Привлечение индикаторных исследований позволяет многократно повысить информативность промысловых данных о разработке исследуемых объектов, и тем самым значительно повысить надёжность принимаемых решений по воздействию на пласт методами повышения нефтеотдачи (МПН) по ремонтно-изоляционным работам (РИР) и интенсификации притока (ИП).

Многочисленные индикаторные исследования, проведенные на объектах: Ай – Еганского, Ватинского, Покомасовского, Южно – Ягунского, Северно – Поточного, Дружного, Средне – Балыкского, Мыхпайского, Мало – Черногорского, Урьевского, Западно – Асомкинского, Лор – Еганского, Гун – Еганского, Вань – Еганского, Ершового, Южного, Комсомольского, Тюменского, Новомолодежного, Кирско – Коттынского, Северо – Ореховского, Самотлорского и др. месторождений, показывают:

- наличие обширных  гидродинамически связанных каналов  с аномально – низким фильтрационным  сопротивлением (НФС);

- объем каналов НФС,  развиваемый одной нагнетательной  скважиной, варьирует в широком  диапазоне 59 – 7631, м³ при среднем значении 497 м³;

- фазовые проницаемости каналов  НФС колеблются в достаточно  широком интервале – 55 – 251294 мкм², что также на 2 – 6 порядков превышает характерные значения для пластов;

- скорости фильтрации закачиваемой  воды, меченной индикаторами, находится  в интервале 0,8 – 2052 м/ час, что превышает характерные скорости фильтрации для полимиктовых коллекторов на 2 – 6 порядков;

- появление в добывающих скважинах во времени нескольких пиков (экстремумов) подъема концентрации от 1 до 12, что свидетельствует о фильтрации нескольких каналов НФС;

- раскрытость каналов НФС оценивается  в размере (4,2 – 1160)∙10^-3 мм, и имеет тенденцию к расширению;

- количественное влияние давления  нагнетании (перепада давления) на  раскрытость каналов НФС и  коэффициента охвата;

- практически полное отсутствие фильтрации из каналов НФС в матрицу коллектора (слабая гидродинамическая связь);

- непроизводительную фильтрацию  закачиваемой воды по каналам  НФС в количестве 8 – 43%, не совершающей  работу по нефтевытеснению;

- повышение скорости фильтрации по каналам НФС с увеличением неоднородности коллектора;

- распределение преимущественной ориентации прохождения трассера по простиранию пласта как правило, происходит в двух взаимно – перпендикулярных направлениях: юго-запад и (северо-восток) и юго-восток (северо-запад) с некоторыми флуктуациями;

- продолжающиеся техногенные  трещинообразования в пласте.

2. Теоретическая часть

Подземная нефтегазовая гидродинамика (ПГД)- наука о движении нефти, воды, газа и их смесей через горные породы, имеющее пустоты, одни из которых называют порами, другие трещинами. Жидкость, газ, смесь жидкости и газа, т.е. всякая текучая среда, часто в зарубежной литературе именуется общим термином флюид, если не ставится задача выделить характерные особенности движения данной среды. Горные породы, которые могут служить хранилищами нефти, газа и отдавать их при разработке носят название коллекторов.

Теоретической основой ПГД является теория фильтрации - наука, описывающая данное движение флюида с позиций механики сплошной среды, т.е. гипотезы сплошности (неразрывности) течения.

2.1 Идеализированные модели трещиновато - пористых сред.

Месторождения нефти и газа чаще всего приурочены к пластам терригенных и карбонатных осадочных пород (песчаников, известняков, алевритов, глин), представляющих собой скопления зерен минералов, связанных цементирующим материалом. Поровое пространство терригенных пород - сложная нерегулярная система сообщающихся или изолированных межзеренных пустот с размерами пор порядка единиц или десятков микрометров. В карбонатных породах (известняках, доломитах) система пор более неоднородна, кроме того, более развита система вторичных пустот, возникающих после образования самой породы. Сюда относятся трещины, вызванные тектоническими нарушениями, техногенными процессами, а также каверны и каналы, возникшие благодаря растворению скелета породы водой или его химической реакции с ней. Протяженность трещин и размеры каверн могут намного превосходить размеры первичных пор.

Коллектора образуют чаще всего пласт конечной толщины, значительной ширины и протяженности, изолированный от выше- и нижележащих проницаемых пластов кровлей и подошвой: слоями непроницаемых пород, глин или солей. Пласты коллекторов отличаются развитой неоднородностью по площади и многослойностью, а также часто пересекаются крупными тектоническими нарушениями - разрывами сплошности пород. Наконец, добыча нефти и газа, исследование пластов ведутся через отдельные скважины диаметром 100-200 мм, отстоящих друг от друга на сотни метров.

Из всего вышесказанного вытекает следующая особенность теории фильтрации нефти и газа в природных пластах, а именно, необходимость одновременного рассмотрения процессов в областях, характерные размеры которых различаются на порядки: размер пор (единицы и десятки микрометров), диаметр скважин (десятки сантиметров), толщины пластов (единицы и десятки метров), расстояния между скважинами (сотни метров), протяженность месторождений (десятки и сотни километров). Кроме того, неоднородность пластов (по толщине и площади) имеет характерные размеры практически любого масштаба.

Указанные неоднородности по строению залежей, широкомасштабность областей исследования, а также значительная широта фациального состава коллекторов и сложный нерегулярный характер структуры порового пространства обуславливают ограниченность и приближенность сведений о пласте и флюидах, полученных в результате геологических и геофизических исследований.

Трещиновато-пористые коллектора рассматриваются как совокупность двух разномасштабных пористых сред (рис.1.2): системы трещин (среда 1), где пористые блоки играют роль “зёрен”, а трещины - роль извилистых “пор”, и системы пористых блоков (среда 2). В простейшем случае трещиноватый пласт моделируется одной сеткой горизонтальных трещин некоторой протяженности (рис.1.3), причём все трещины одинаково раскрыты и равно отстоят друг от друга (одномерный случай). В большинстве случаев трещиноватый пласт характеризуется наличием двух взаимно-перпендикулярных систем вертикальных трещин (плоский случай). Такая порода может быть представлена в виде модели коллектора, расчленённого двумя взаимно-перпендикулярными системами трещин с равными величинами раскрытия d_т и линейного размера блока породы l_т. В пространственном случае используют систему трёх взаимно-перпендикулярных систем трещин (рис.1.4)

2.2 Параметры трещинной среды

Аналогом пористости для трещинных сред является трещиноватость m_т или, иначе, коэффициент трещиноватости. Иногда данный параметр называют трещинной пористостью. Трещиноватостью называют отношение объёма трещин V_т ко всему объёму V трещинной среды.

 (2.2.1)

Для трещинно-пористой среды  вводят суммарную (общую) пористость, прибавляя  к трещиноватости пористость блоков.

Второй важный параметр - густота. Густота трещин Г_т- это отношение полной длины å l_i всех трещин, находящихся в данном сечении трещинной породы к удвоенной площади сечения f

 (2.2.2)

Из (2.2.2) следует, что для идеализированной трещинной среды

m_т=a_тГd_т, (2.2.3)

где d_т - раскрытость; a_т - безразмерный коэффициент, равный 1, 2, 3 для одномерного, плоского и пространственного случаев, соответственно.

Для реальных пород значение коэффициента a зависит от геометрии систем трещин в породе.

Для квадратной сетки  трещин (плоский случай) Г_т=1 / l_т, где l_т -размер блока породы. Средняя длина трещин l ^* равняется среднему размеру блока породы и равна

l^*=1 / Г_т .(2.2.4)

В качестве раскрытости (ширины трещины) берут среднюю величину по количеству трещин в сечении f. Среднюю гидравлическую ширину определяют исходя из гидравлического параметра - проводимости системы трещин. Ширина трещин существенно зависит от одновременного влияния следующих двух факторов, обусловленных изменением давления жидкости, действующего на поверхность трещин:

• увеличение объёма зёрен (пористых блоков) с падением давления жидкости;
• увеличение сжимающих усилий на скелет продуктивного пласта.

Указанные факторы возникают  из-за того, что в трещиноватых пластах  горное давление, определяющее общее  напряжённое состояние среды, уравновешивается напряжениями в скелете породы и пластового давления (давлением жидкости в трещинах). При постоянстве горного давления снижение пластового давления при отборе жидкости из пласта приводит к увеличению нагрузки на скелет среды. Одновременно с уменьшением пластового давления уменьшаются усилия, сжимающие пористые блоки трещиноватой породы.

 Поэтому трещинный  пласт - деформируемая среда. В  первом приближении можно считать

, (2.2.5)

где d_т0 - ширина трещины при начальном давлении р₀ ; b^*_т=b_п l /d_т0 - сжимаемость трещины; b_п - сжимаемость материалов блоков; l - среднее расстояние между трещинами.

Для трещинных сред l/ d_т >100 и поэтому сжимаемость трещин высока.

2.3 Линейный закон фильтрации в трещиноватых средах

В трещиноватых пластах  скорость фильтрации связана со средней скоростью через трещиноватость

u=m_тw. (2.3.1)

Средняя скорость выражается через  градиент давления по формуле Буссинеска при представлении течения по трещинам, как течения между двумя  плоскими параллельными пластинами

(2.3.2), где -коэффициент динамической вязкости

Если использовать зависимости (2.3.1), (2.2.3), то получим линейный закон фильтрации в трещиноватых средах

(2.3.3)

По аналогии с законом  Дарси проницаемость трещиноватых сред равна

 (2.3.4)

Для трещиновато-пористой среды общая  проницаемость определяется как сумма межзерновой и трещинной проницаемостей.

Ранее отмечалась необходимость рассмотрения трещинно-пористой среды как деформируемой. При таком подходе проницаемость трещинного пласта будет также изменяться с изменением давления, а именно,

 (2.3.5)

Необходимо отметить, что данная зависимость справедлива при  небольших изменениях давления. В  более общем случае необходимо использовать экспоненциальную связь деформации трещин с давлением.

2.4 Границы применимости линейного закона фильтрации

Также как и в пористых средах в трещиноватых породах линейный закон может нарушаться при больших скоростях фильтрации из-за появления значительных по величине сил инерции. При этом значения критических чисел Рейнольдса значительно зависят от шероховатости: для гладких трещин Re_кр=500, а для шероховатых - 0,4. Следует заметить, что если величина относительной шероховатости меньше 0.065, то её ролью в процессе фильтрации можно пренебречь.