ФЕДЕРАЛЬНОЕ  АГЕНСТВО  ПО  ОБРАЗОВАНИЮ

Министерства  образования и науки Российской Федерации

ГОУВПО  « Пермский государственный университет» 
 
 
 
 

Кафедра физические процессы горного и нефтегазового  производства 
 
 
 
 
 
 

Курсовая  работа

Увеличение  нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки 
 
 
 
 
 
 
 
 

 
 
 
 
 
 

Пермь 2009 

СОДЕРЖАНИЕ 
 

       

 

ВВЕДЕНИЕ 

       Эффективность извлечения нефти из нефтеностных пластов  современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах считается неудовлетворительной. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40 %, например, в странах Латинской Америки  и Юго-Восточной Азии нефтеотдача пластов составляет 24-27%, в Иране 16-17%, в США, Канаде, Саудовской Аравии 33-37%, в странах СНГ и России – до 40% в зависимости от структуры запасов нефти и применяемых методов разработки. Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55-75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах. Еще в более широком диапазоне (30 – 90%)  изменяются остаточные запасы нефти по отдельным разрабатываемым месторождениям, в зависимости от сложности строения и условий разработки.

       Современные геологические запасы нефти во всех  известных месторождениях мира достигают более 500 млрд.т., из них более 300 млрд.т. относятся к категории неизвлекаемых современными промышленно освоенными методами разработки. Извлечение из остаточных запасов нефти 10-15% в среднем, или 30-40 млрд.т., возможно даже изучаемыми в нестоящее время методами увеличения нефтеотдачи пластов. Поэтому остаточные запасы нефти на разрабатываемых месторождениях представляют собой большой резерв для увеличения извлекаемых ресурсов и важную цель для применения методов увеличения нефтеотдачи  пластов.

       Исследование  в области увеличения нефтеотдачи  пластов устремлены на уменьшение остаточных запасов нефти, на извлечение экономически рентабельной их части, особенно в сложных горногеологических условиях (малопроницаемые, неоднородные, расчлененные, заводненные пласты, карбонатные коллекторы, нефтегазовые залежи и т.д.), которые освоенными методами разрабатываются неэффективно.

       Для нашей страны, больше других применяющей при разработке заводнение  нефтяных месторождений (до 72%), очень важное значение приобретает проблема извлечения остаточных запасов из заводненных пластов. Остаточные запасы нефти на месторождениях, находящихся на самой поздней стадии разработки (обводненность продукции выше 90%), огромны. Увеличить извлекаемые запасы нефти, снизить обводненность продукции, повысить или даже стабилизировать добычу на этой стадии – задача номер один для нефтедобывающей отрасли. Однако это наиболее трудная категория остаточных запасов, особенно на месторождениях с высокой эффективностью заводнения, когда конечная нефтеотдача пластов превышает 60%, нефть рассредоточена и рассеяна бессистемно по пласту, а высокая водонасыщенность мешает вступить в контакт с нефтью любому рабочему агенту.

       Извлекаемые запасы нефти и газа можно увеличить  путем правильной расстановки скважин  на залежи с учетом геологического строения пластов. Хорошие результаты получают при регулировании процесса стягивания контуров водоносности с целью повышения равномерности выработки различных частей залежи. Эффективность эксплуатации залежи улучшается путем воздействия на забой скважин с целью увеличения их дебитов и выравнивания профиля притока нефти и газа.

       За  многолетнюю практику разработки месторождений предложено множество методов и технологических приемов, позволяющих увеличить отбор нефти из недр.

       Методы  повышения нефтеотдачи пластов  представляют собой усовершенствование обычных процессов разработки, а их теория – развитие и обобщение основных представлений теории двухфазной фильтрации. 

 

     ГЛАВА 1. ВИДЫ НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

 

     Неоднородностью продуктивных пластов называется изменчивость литолого-фациального и минералогического состава, агрегативного состояния и физических свойств пород, слагающих продуктивный горизонт.

     Следует выделить два типа неоднородности продуктивного  пласта на основе использования геологического и физико-гидродинамического признаков:

     1) литолого-фациальная неоднородность продуктивного горизонта (пласта);

     2) неоднородность по физическим (коллекторским) свойствам продуктивного пласта.

     Более детальное изучение литолого-фациальной неоднородности позволяет выделить следующие разновидности:

     -минералогическую неоднородность пород, слагающих продуктивный горизонт;

     -гранулометрическую (агрегативную) неоднородность;

     -неоднородность по толщине горизонта в целом;

     -неоднородность по толщине пластов, входящих в состав горизонта.

     Для более детального изучения неоднородности по коллекторским свойствам необходимо выделить следующие виды неоднородности пластов-коллекторов:

     -по проницаемости;

     -по пористости;

     -по распределению остаточной водонасыщенности; параметрическую

 неоднородность, или микронеоднородность.

     Использование в гидродинамических расчетах производных параметров, образующихся за счет одновременного учета геолого-физических свойств пласта, приводит к необходимости выделения дополнительных видов неоднородности: по проводимости пласта; по гидропроводности пласта; по коэффициенту продуктивности и т.д.

     В гидродинамических расчетах реальную залежь приходится заменять расчетной  схемой или моделью. В связи с  этим для обоих типов неоднородности следует выделить еще три очень важных вида неоднородности:

     1) послойную неоднородность горизонта (пласта), в том числе с наличием гидродинамической связи и ее отсутствием между отдельными пропластками;

     2) зональную (площадную) неоднородность горизонта (пласта);

     3) пространственную (объемную) неоднородность горизонта (пласта).

1.1 Литолого-фациальная неоднородность

     Под литолого-фациальной неоднородностью  понимают изменчивость литолого-фациального  состава продуктивного горизонта, изменчивость минералогического и гранулометрического состава пород, слагающих продуктивные пласты нефтяных залежей. Этот тип неоднородности можно охарактеризовать чередованием пород как по разрезу продуктивного горизонта, так и по площади залежи; изменением толщины этих пород; их выклиниванием; замещением одних пород другими; линзовидностью и т.д. Таким образом, литолого-фациальная неоднородность является следствием процессов седиментации пород, входящих в состав продуктивного горизонта.

     Представление о литолого-фациальной неоднородности можно получить при изучении и анализе различных геологических карт и профилей. Карты эффективной толщины пород, карты толщины продуктивного горизонта, карты развития и распространения (зональные карты) отдельных пластов дают наглядное представление о зональной литолого-фациальной неоднородности. По этим картам можно судить как о вариации толщин отдельных пластов, входящих в состав продуктивного горизонта, так и о вариации эффективной толщины и общей толщины продуктивного горизонта в целом.

     Геологические профили позволяют получить наглядное  представление о слоистой (послойной) литолого-фациальной неоднородности. На рис. 1.1 приведен геологический профиль Ромашкинского месторождения, по которому можно судить о сложности геологического разреза и ярко выраженной литолого-фациальной неоднородности реальных продуктивных отложений.

     Нередко для изучения и наглядного представления о пространственной литолого-фациальной неоднородности отдельных участков залежи строят так называемые блок-диаграммы, представляющие сочетание геологических профилей и карт распределения толщины пластов.

     Все реальные продуктивные пласты нефтяных месторождений являются неоднородными в литолого-фациальном отношении. Но степень этой неоднородности и ее характер могут быть различными. Поэтому для сравнительной количественной оценки литолого-фациальной неоднородности используют специальные коэффициенты. Наиболее широкое применение нашли три коэффициента: коэффициент песчанистости (для терригенных пород), коэффициент расчлененности и коэффициент связанности.

     Рис. 1.1. Геологический профильный разрез горизонта ДI Минибаевской площади  Ромашкинского месторождения:

     1 – песчаник; 2 – алевролиты; 3 –  глины, аргиллиты; 4 – известняки

1.2 Неоднородность пластов по проницаемости.

     Проницаемость является одной из важнейших гидродинамических  характеристик пористой среды. От величины коэффициента проницаемости зависит пропускная способность пористой среды. Поэтому добывные возможности скважины и пласта или его продуктивность также зависят от величины проницаемости. Вследствие этого проницаемость существенно влияет практически на все технологические показатели разработки. Нефтеотдача, как один из важнейших технологических показателей системы разработки, также определяется величиной проницаемости. К настоящему времени путем теоретических и лабораторных исследований, а также на основе обобщения большого практического опыта доказано, что чем больше среднее значение коэффициента проницаемости пласта, тем больше конечная нефтеотдача.

1.3 Слоистая проницаемостная  неоднородность пласта.

     Под послойной неоднородностью пласта по проницаемости следует понимать изменение усредненных по слоям  значений проницаемости в зависимости от толщины пласта.

     Косвенное представление об этой неоднородности пласта можно получить по результатам геофизических исследований проницаемости, а также по данным исследования скважин глубинными дебитомерами.

     Послойная неоднородность пласта по проницаемости, как и литолого-фациальная неоднородность, есть следствие закономерности процессов седиментации, которые происходили в соответствующие геологические эпохи.

1.4 Зональная неоднородность продуктивных пластов.

     Под зональной неоднородностью пласта по проницаемости по К.Я. Коробову следует понимать изменение по площади залежи усредненных по толщине слоя значений коэффициентов проницаемостей.

     На  практике изучение зональной неоднородности пласта по проницаемости и учет этого вида неоднородности осуществляется с помощью карт равной проницаемости, или просто карт проницаемости.

     Карта проницаемости является хорошим  пособием при изучении характера перемещения контура нефтеносности, при выявлении закономерности обводнения скважин и залежи и других вопросов, касающихся анализа влияния зональной неоднородности пласта на технологические показатели разработки и на конечную нефтеотдачу пластов.

1.5 Пространственная неоднородность продуктивных пластов.

     Под пространственной неоднородностью  пласта по проницаемости следует  понимать изменение физических свойств  пород в объеме продуктивного пласта.

     Технологические показатели разработки нефтяных залежей  и затраты на добычу нефти существенно  зависят от степени неоднородности продуктивных пластов. Коэффициент конечной нефтеотдачи является важнейшим технологическим показателем. Общепризнано, что чем больше проницаемость, тем больше нефтеотдача. В связи с этим для оценки конечной нефтеотдачи очень важно знать, как распределены значения проницаемости по объему песчаного пласта и, соответственно, какова доля объема мало-, средне- и высокопроницаемых песчаников. А это распределение долей песчаников различной проницаемости в общем объеме пласта зависит от степени и характера пространственной неоднородности пласта по проницаемости. Следовательно, изучение и учет этого вида неоднородности в расчетах по оценке конечной нефтеотдачи является важной практической задачей. Эта задача, очевидно, может быть решена только на основе применения методов теории вероятностей