- •Министерство образования и науки российской федерации
- •1. Краткие сведения о геологии и нефтегазоносности территории западной сибири
- •Краткое геологическое строение Западно-Сибирской
- •Стратиграфия мезозойско-кайнозойских отложений.
- •1.2 Тектоническое строение платформенного мезозойско-кайнозойского чехла Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
- •1.3 Геолого – физические характеристики продуктивных пластов
- •1.4 Состав и физические свойства нефтей
- •1.5 Состав и свойства углеводородных газов
- •1.6 Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений
- •1.6.3 Молекулярно - поверхностные свойства системы "нефть - газ - вода"
- •1.7 Строение залежей углеводородов месторождений Западной Сибири
- •1.8 Классификация ресурсов и запасов нефти и газа
- •2. Разработка нефтяных и газовых месторождений
- •2.1 Геолого - геофизические проблемы разработки нефтяных и
- •2.2 Изучение залежей в процессе геологоразведочных работ
- •2.3 Методы изучения залежей нефти и газа
- •2.4 Интегрированный анализ геолого-геофизической информации
- •2.5 Обработка и интерпретация геолого-геофизической информации
- •2.6 Изучение газожидкостных контактов
- •2.7 Гидродинамические характеристики залежей (текста нет!)
- •2.8 Подсчет запасов нефти и газа
- •2.9 Проектирование разработки нефтяных иесторождений
- •2..9.1 Силы, действующие в продуктивном пласте
- •2.9.2 Режимы работы залежей
- •2.10 Размещение нагнетательных скважин
- •2.11 Геолого - геофизические основы выделения эксплуатационных объектов на многопластовых нефтяных месторождениях
- •2.12 Принципиальные особенности проектирования
- •2.13 Системы разработки и принципы выбора метода
- •2.14 Системы разработки нефтяных месторождений
- •2.15 Физические основы вытеснения нефти водой
- •2.15.2 Анализ выработки запасов нефти
- •2.16 Построение геолого - технических моделей
- •2.16.7 Рекомендации по созданию и использованию постоянно действующих геолого-технических моделей
- •2.17 Повышение продуктивности скважин и нефтеотдача пластов
- •2.18 Методы повышения нефтеотдачи пластов
- •Уплотнение сеток скважин в процессе разработки месторождений. Плотность сетки скважин (пcc) - это отношение площади залежи f к числу скважин n.
- •2.18.2 Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов
- •Неионогенными пав
- •2.21.5 Техногенные факторы, влияющие на доизвлечение
- •3.1 Условия залегания углеводородов и типы газовых залежей
- •Фазовые состояния и превращения углеводородных систем
- •3.3 Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •3.4 Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •3.5 Основные принципы проектирования разработки
- •3.5.1 Анализ разработки газовых и газоконденсатных месторождений на основе эволюционного моделирования
- •3.6 Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений
- •3.6.1 Прогнозирование добычи газа и конденсата
- •3.7 Методы изучения газоконденсатной характеристики месторождения
- •3.7.1 Применение различных методов классификации
- •3.8 Повышение конденсатоотдачи нефтеконденсатных залежей
- •3.9 Оценка начальных и текущих запасов газа
- •3.9.1 Учет объемных и динамических характеристик залежи
- •3.10 Методы геолого - гидродинамического моделирования
- •3.10.1 Системный подход к стратегии эффективной разработки
- •3.10.3 Критерии оптимизации размещения кустов эксплуатационных скважин
- •3.11 Совершенствование методов газогидродинамического моделирования режимов работы газовых скважин
- •3.11.1 Теоретические аспекты моделирования газогидродинамических систем
- •3.12 Принципы построения и инициализации газогидродинамически
- •V. Промыслово-геофизический системный
- •5.1 Понятие системного контроля
- •5.2 Этапность и периодичность исследований и их комплексирование
- •5.3 Решение задач системного контроля
- •5.4 Обеспечение оценок выработки запасов и их подтверждаемость
- •5.5 Планирование и организация системы мониторинга
- •Vι. Системообразующая интерпретация и динамический анализ при геомониторинге и геомоделировании залежей углеводородов
- •6.1 Принципы интерпретации и динамического анализа
- •6.2 Задачи системообразующей интерпретации и динамического
- •Литература
2.21.5 Техногенные факторы, влияющие на доизвлечение
остаточных запасов нефти
К техногенным факторам, влияющим на вытеснение нефти, относятся процессы развития трещин и образования системы промытых каналов в прискважинной зоне в результате нагнетания воды. Характерным при формировании трещин является то, что степень их раскрытости зависит от давления нагнетания. Вследствие этого они получили название «дышащих». Высокая приемистость нагнетательных скважин объясняется значительной фильтрующей поверхностью трещин, возможностью перемещения загрязнений вглубь пласта и образования в процессе эксплуатации новых трещин по мере закупоривания существующих.
Трещиноватость коллекторов исследовали многие отечественные ученые: Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М., Желтов Ю.П. и др. На месторождениях Западной Сибири техногенная трещиноватость изучалась А.В. Бодрягиным, Л.С. Бриллиантом, Р.И. Медведским, В.Н. Нестеровым, В.Е Пешковым, А.А.Ручкиным, М.Е. Стасюком, В.К. Федорцовым, К.С. Юсуповым, А.К. Ягафаровым, Ю.С. Яговцевым и др, которыми объяснена физическая сущность и дано аналитическое обоснование, не встречавшееся до этого в литературе (в координатах ΔР – lg(t)). Так, Медведским Р.И. и Юсуповым К.С. показано, что трехзвенный тип кривой падения давления характеризует пласт с подвижными трещинами, раскрытость которых постепенно уменьшается по мере снижения давления вследствие проявления пластичности горных пород. Ими установлено, что реально система техногенных трещин распространяется на большое расстояние, уменьшаясь по мере удаления от забоя нагнетательной скважины.
Подтверждение наличия техногенных трещин, например, на Самотлорском месторождении было получено при исследовании закачивания трассеров. Скорость перемещения трассера достигала 6 км/ч. Такое возможно только при наличии в пласте сверхпроводящих каналов - трещин. На основании анализа трассерных исследований получен вывод о том, что отдельные техногенные трещины выходят за пределы определенных по кривым падения давления зон трещиноватости, а в случае порово-трещинного коллектора сочленяются с естественными и становятся сквозными, соединяющими нагнетательные скважины с добывающими; при этом, как показывают результаты трассерных исследований, не обязательно с близлежащими. Эти факты свидетельствуют о том, что каналы низкого фильтрационного сопротивления имеют очень высокую степень извилистости, гидродинамически связаны между собой и взаимодействуют с матрицей коллектора. Как в горизонтальной, так и (возможно) в вертикальной плоскости (по простиранию и по разрезу) между трещинами остаются слабодренируемые запасы нефти, что схематично представлено на рисунках 2.20. Образование высокопроницаемых каналов снижает величину текущего коэффициента нефтеотдачи, обусловливая длительное время на доизвлечение оставшейся нефти в режиме капиллярной пропитки.
Так, на Самотлорском месторождении (по изломам индикаторных линий) получена статистическая зависимость давления разрыва пластов от их проницаемости.
Результаты интерпретации показали, что с увеличением проницаемости давление разрыва пласта уменьшается, что предполагает приоритетность образования трещин в наиболее проницаемых коллекторах.
Согласно проведенным исследованиям, давление нагнетания на устье скважины следует создавать ниже давления разрыва, чтобы исключить образование глубоких техногенных трещин.
Рисунок 2.20 - Развитие техногенной трещиноватости в процессе периодического закупоривания и образования микротрещин (Ручкин А.А., 2003)
Рисунок 2.21 - Послойная неоднородность коллектора, являющаяся одной из причин техногенной трещиноватости
ΙΙΙ. ПРОЕКТИРОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ Газоконденсатных МЕСТОРОЖДЕНИЙ