- •Методы изучения пласта.
- •Уровни неоднородности.
- •Закон Дарси
- •Способы определения.
- •Капиллярное давление
- •Пластическая деформация.
- •Реологические модели.
- •4.Теплопередача.
- •39. Уравнения состояния идеальных и природных газов.
- •40,41. Физические свойства реальных газов. Физические свойства газового конденсата.
- •Плотность природного газа и стабильного конденсата.
- •Вязкость газов и углеводородных конденсатов.
- •42. Физические свойства природных нефтей.
- •1)Сжимаемость нефти.
- •2)Упругий запас.
- •3) Плотность.
- •43. Аномально-вязкие нефти и их структурно-механические свойства.
- •1. Вязкопластическую жидкость;
- •2. Степенная жидкость.
- •3.Упруго пластические жидкости.
- •44. Физические свойства неньютоновских нефтей, законы фильтрации аномальных нефтей.
- •45. Изменение состава и свойств пластовых нефтей в природных условиях и при реализации процессов нефтеизвлечения.
- •Давление насыщения нефти газом.
- •46. Вода в нефтегазовых пластах, формы нахождения и свойства.
- •2. Адсорбционная вода;
- •3. Плёночная вода;
- •4. Свободная вода;
- •Физические свойства пластовых вод.
- •4. Вязкость воды.
- •Выпадение неорганических осадков из пластовых вод.
- •47. Фазовые превращения углеводородных систем. Фазовое равновесие в углеводородных системах.
- •48. Физика процессов вытеснения нефти водой, роль микросил в процессах вытеснения.
- •49. Виды остаточной нефти в залежи.
- •50. Капиллярно-защемленная остаточная нефть.
- •51. Адсорбированная и пленочная остаточная нефть
- •52. Остаточная нефть неустойчивого вытеснения.
- •53. Физические принципы доизвлечения остаточной нефти.
- •54. Техногенные изменения нефтяного пласта при разработке.
- •55. Физические принципы повышения продуктивности скважин.
- •56. Методы изучения природной и остаточной нефтенасыщенности.
- •Геофизические методы.
- •57. Принципы физического моделирования процессов вытеснения.
- •58. Режимы образования остаточной нефти.
56. Методы изучения природной и остаточной нефтенасыщенности.
Наиболее распространённым и применимым методом оценки является – анализ керна.
Керн отбирается из пласта
с помощью специального долота,
транспортируется на поверхность
и изучается.
При анализе керна определяется Sоr20-25%, но при анализе баланса мы имеем иные значения.
Т.к. пластовое давление меняется на атмосферное (для керна), то возникает градиент давления:
например, 1=0.05 м, тогда перепад - 200/0.0540102 ат/м,
но ни в одной точке пласта такого большого градиента не возникает. Т.е. компоненты, которые могли быть вытеснены, будут вытеснены, а адсорбированная, плёночная и тупиковая нефти останутся.
По мировым стандартам: значение 28% является переходным для порога рентабельности. Но наши реальные значения часто тому не соответствуют, и даже если крен даёт лучшие результаты, анализ баланса тому противоречит.
Американские учёные ввели новый способ оценки. Образец в загерметизированном виде поднимается на поверхность, замораживается жидким азотом, после чего транспортируется в лабораторию, где дезинтегрируется и размораживается при определённых условиях. Лёгкие углеводороды при этом улетучиваются или втекают. Затем, проводят анализ того, что осталось и того, что вытекло. В результате была сделана реальная оценка остаточной нефти – остаётся до 60%.
В нашей стране была применена эта технология, когда был отобран керн на Луне.
Но, всё же, это дорогой, хотя и единственный способ реальной оценки содержания остаточной нефтенасыщенности. По большей части его применяют на заводнённых пластах. Технология с герметизацией – базовая.
Существую и более простые модификации.
В колонковую трубу вставляется специальная манжета из высокопористого губчатого (резинового) материала.
В процессе взятия образца керн окружён
этой резиновой губкой и при подъёме
керна нефть улавливается ею.
При анализе определяется суммарная
нефтенасыщенность:
Sоr=(Sоrк+Sоrгуб)
Эта технология более дешёвая, но и менее надёжная.
Для взятия керна из высокопарафинистых месторождений.
На Житебае, Узени был применён метод взятия керна на охлаждённом буровом растворе. В результате выпадения парафина керн загерметизируется.
Рассмотрим и другие методы оценки.
Геофизические методы.
В отличие от анализа керна это методы косвенные.
Для использования этого метода необходимо установить связь между остаточной нефтенасыщенностью и геофизическими методами.
Г.М=f(Sоr)
Обычно эту связь устанавливают благодаря корреляционной связи, с предварительным определением нужного параметра. Сначала находят Sоr(керн), затем ГМ(керн). Далее строятся геолого-гидродинамические модели, определяются запасы, определяется остаточная нефтенасыщенность и т.д.
Так для определения зависимостей используется метод электрического сопротивления.
Sor=1 – ((в – kп-m)/пл)1/n,
где в – удельное электрическое сопротивление пластовой воды, которое зависит от степени минерализации;
пл – удельное сопротивление пласта, которое зависит от содержания остаточной нефти;
m, n – коэффициенты, определяемые эмпирическим способом на основе анализа геофизических данных;
m – литологический коэффициент;
n – коэффициент смачивания.
Изучение электрического сопротивления позволяет оценить остаточную нефтенасыщенность.
При подъёме керна на поверхность могут выпадать смоло-асфальтеновые фракции в самом керне, что приводит к изменению смачиваемости, поэтому параметр смачиваемости n в керне может не совпадать с n в пласте. Поэтому такие технологические оценки дают большие погрешности и не могут устроить специалистов с точки зрения оценки информации.
Поэтому в зарубежной практике используют специальные технологии, которые называются «технологиями регулированного воздействия на призабойные зоны».
Геофизические методы изучают пласт на расстоянии порядка 1 м (малоглубинные), следовательно, для увеличения достоверности, в эту зону закачивают различные растворы, имеющие отличные друг от друга геофизические свойства (например, солёность), и проводят анализ. Из анализа получают различные уравнения и составляют их комбинации. Решая три уравнения, аналитическим методом избавляются от неизвестных параметров m, n. Такая технология получила название«каротаж-закачка-каротаж». Благодаря этому методу было определено, что на Ромашкинском месторождении Абдурахмановской площади Sоr=45%.
Этот способ оценки гораздо лучше по точности предыдущего. Но вода может содержать аномальные борные ионы и т.п. аномальные свойства, что может осложнить оценку.
1 м
«Индикатор обратной промывки» - способ использования активного химического индикатора. Он был реализован в Канаде и Соединённых штатах и показал себя высокоэффективным.
15 м
Это довольно глубинный метод, т.к. от стенки скважины изучение уходит на 15 м.
В качестве индикатора используется раствор этилового спирта в пластовой воде. В результате происходит гидролиз и последующее изменение химического состава, причём чем больше Sоr, тем сильнее идёт изменение состава.
Скважину закрывают на 10-15 суток, в это время идёт изменение химического состава индикатора, после чего проводят анализ индикатора.
с, г/л t
I II
t
I – первичный индикатор;
II – вторичный индикатор (изменённый, полученный).
Время поступления остаточного индикатора связано с остаточной нефтенасыщенностью Sоr.
Этот способ показал хорошие результаты и удачные соответствия фактическим данным.
В некоторых арабских странах есть коллектора с хорошей пористостью kп30% и лёгкой нефтью. В результате замещения нефти водой плотность уменьшается. Французы воспользовались этим свойством: в скважину опускают гравиметр и по различию показаний определяют остаточную нефтенасыщенность Sоr. Этот метод даёт возможность оценить Sоr при условии высокой пористости (30%).