Підвищення ефективності вилучення вуглеводнів із нафтогазоконденсатних покладів (на прикладі Дніпровсько-Донецької нафтогазоносної провінції)

Размещено на http://www.allbest.ru/

НАЦІОНАЛЬНА АКАДЕМІЯ НАУК УКРАЇНИ

ІНСТИТУТ ГЕОЛОГІЇ І ГЕОХІМІЇ ГОРЮЧИХ КОПАЛИН

АВТОРЕФЕРАТ

дисертації на здобуття наукового ступеня кандидата геологічних наук

Спеціальність 04.00.17 - геологія нафти і газу

ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ ВИЛУЧЕННЯ ВУГЛЕВОДНІВ ІЗ НАФТОГАЗОКОНДЕНСАТНИХ ПОКЛАДІВ (НА ПРИКЛАДІ ДНІПРОВСЬКО-ДОНЕЦЬКОЇ НАФТОГАЗОНОСНОЇ ПРОВІНЦІЇ)

Багнюк Михайло Микитович

ЛЬВІВ - 1999

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

Актуальність теми. Важливим фактором розвитку народного господарства на сучасному етапі є забезпечення його нафтою і газом власного виробництва. Проте внаслідок скорочення обсягів геологорозвідувальних робіт, зменшилися прирости промислових запасів вуглеводневої сировини та знизився обсяг її видобутку. Очевидно, що перспективи видобувної промисловості в найближчому майбутньому необхідно пов'язувати з роботами, які спрямовані на повніше вилучення нафти і конденсату (фракція С₅₊) з надр. Відповідно зростає інтерес до проблеми підвищення ефективності освоєння запасів нафтогазоконденсатних покладів, які складають значну частку в загальному балансі паливних ресурсів України.

Досягнення максимального вилучення нафти і конденсату з таких покладів вимагає комплексного дослідження взаємодії вуглеводневих систем у конкретних геологічних умовах (пастка, колектор, фазовий стан флюїдів, термобаричні умови пласта). Вирішення поставленого завдання потребує вивчення витісняючих властивостей і особливостей фільтрації взаєморозчинних флюїдів та інших процесів, що відбуваються у нафтогазоконденсатних покладах під час зниження пластового тиску. Без експериментального моделювання цих природних явищ, аргументовано обґрунтувати коефіцієнти нафто- і конденсатовилучення неможливо. Тому дослідження характеристик витіснення пластової нафти газоконденсатною системою та навпаки, що виконані на зразках керна в термобаричних умовах залягання покладу за допомогою розроблених нами нових методик контролю за ходом процесу та інтерпретації отриманих результатів, набувають важливого наукового значення в нафтогазовій геології.

Як об'єкти для дослідження вибрані середні за запасами Куличихинське та Юліївське нафтогазоконденсатні родовища (НГКР), які знаходяться на початковій стадії розробки і розвідки. За геологічною будовою та флюїдонасиченням колекторів вони є характерними для Дніпровсько-Донецької нафтогазоносної провінції.

Зв'язок роботи з науковими програмами, темами. Дисертаційна робота відповідає науковим напрямкам діяльності відділу пластових систем УкрДГРІ. Основні розділи роботи виконані під час розробки наукових проблем держбюджетної тематики “Вивчити вуглеводневі системи і колектори, скласти техніко-економічне обгрунтування нафтоконденсатовіддачі із застосуванням прогресивних способів розробки до підрахунку запасів нових родовищ України” і “Вивчити пластові характеристики колекторів і флюїдів з метою техніко-економічного обґрунтування нафтоконденсатовіддачі нових родовищ України”. Окремі розділи роботи виконувалися за договірною темою “Дослідження характеристик витіснення вуглеводневих флюїдів різними робочими агентами покладу Т-1 Куличихинського родовища”.

Мета і завдання досліджень. Обґрунтувати максимальну повноту вилучення запасів вуглеводнів з нафтогазоконденсатних покладів за результатами комплексного дослідження характеристик витіснення пластової нафти газоконденсатною системою та навпаки і нафтогазоконденсатної суміші водою на базі експериментального моделювання сумісної фільтрації цих флюїдів.

Для досягнення поставленої мети вирішувалися наступні завдання:

1. Вивчити геологічну будову, мінералогічний склад колекторів, їх фільтраційно-ємкісні параметри, фазовий стан та фізико-хімічні властивості вуглеводнів Куличихинського і Юліївського НГКР.

2. Узагальнити відомі методичні розробки дослідження характеристик витіснення вуглеводневих флюїдів різними робочими агентами та методики обчислення зміни вмісту і видобутку конденсату.

3. Розробити нову методологію дослідження особливостей фільтрації пластової нафти і газоконденсатної системи у пористому середовищі з врахуванням конкретних геологічних умов (властивостей колектора, компонентного складу і фазового стану вуглеводнів, тиску і температури в надрах).

4. Розробити новий метод визначення вмісту і видобутку конденсату під час зміни баричних умов у газоконденсатному покладі.

5. Виконати експериментальні дослідження процесів витіснення пластової нафти газоконденсатною системою та навпаки і нафтогазоконденсатної суміші пластовою водою.

Положення, що захищаються.

1. Визначені коефіцієнти витіснення пластової нафти газоконденсатною системою та навпаки на базі експериментального моделювання сумісної фільтрації цих флюїдів у пористому середовищі в присутності залишкової води з врахуванням конкретних геологічних умов із застосуванням авторської методики аналітичного контролю за ходом процесу.

2. Встановлений вплив характеристик витіснення пластової нафти газоконденсатною системою та навпаки на повноту вилучення вуглеводнів із нафтогазоконденсатних покладів і на цій основі обґрунтовано оптимальну ефективність освоєння запасів нафтових облямівок Куличихинського і Юліївського родовищ.

3. Обґрунтовані заміна вмісту і видобутку фракції С₅₊ на основі математичного моделювання матеріального балансу конденсату у залишковому пластовому газі. Даний підхід суттєво спрощує розрахункові формули, скорочує на порядок виконання математичних операцій та підвищує достовірність обчислених видобувних запасів конденсату (враховано коефіцієнт стисливості газу, тиск початку конденсації фракції С₅₊).

Наукова новизна роботи полягає в обґрунтуванні ефективного освоєння запасів вуглеводнів шляхом дослідження взаємодії пластової нафти і газоконденсатної системи під час зміни пластового тиску у нафтогазоконденсатному покладі на базі експериментального моделювання сумісної фільтрації цих флюїдів із врахуванням конкретних геологічних умов.

В дисертаційній роботі одержані наступні результати:

1.Вперше виконано експериментальне моделювання та дослідження сумісної фільтрації пластової нафти і газоконденсатної системи в геологічних умовах нафтогазоконденсатного покладу із застосуванням авторської методики аналітичного контролю за ходом процесу.

2. Визначені коефіцієнти витіснення пластової нафти газоконденсатною системою та навпаки і встановлено їх вплив на ефективність вилучення вуглеводнів із нафтогазоконденсатних покладів.

3. Вперше обгрунтовано зміну вмісту і видобуток фракції С₅₊ на базі математичного моделювання матеріального балансу конденсату у залишковому пластовому газі і запропоновано спрощений вираз для здійснення цих розрахунків.

Практичне значення одержаних результатів. Встановлені коефіцієнти витіснення пластової нафти газоконденсатною системою та навпаки для конкретних геологічних умов дозволяють аргументовано обгрунтувати оптимальну повноту вилучення вуглеводнів та орієнтують видобувні підприємства на впровадження нових технологій розробки газоконденсатних покладів з нафтовими облямівками. Врахування характеристик витіснення під час застосування методів підтримання пластового тиску дозволить визначити необхідні об'єми нагнітання робочих агентів.

Отримані результати досліджень лягли в основу проекту розробки Куличихинського родовища, відповідно до якого з надр додатково планується видобути 136 тис. т нафти і 68 тис. т конденсату. Вони також передані ДГП “Полтаванафтогазгеологія” для підрахунку видобувних запасів вуглеводнів Юліївського родовища.

Запропоновані нові рівняння для визначення зміни вмісту і видобутку конденсату під час зниження пластового тиску дозволили більш ніж на порядок зменшити кількість математичних операцій та підвищити достовірність результатів (враховано коефіцієнт стисливості газу, тиск початку конденсації фракції С₅₊) при обґрунтуванні видобувних запасів конденсату.

Особистий внесок автора полягає в обґрунтуванні повноти вилучення вуглеводнів з надр на основі експериментального моделювання та дослідження взаємодії пластової нафти і газоконденсатної системи в пластах у присутності залишкової води для конкретних геологічних умов нафтогазоконденсатних покладів. Ідея розробки, постановка завдань, методологія їх вирішення, аналіз отриманих результатів повністю належать дисертанту. Результати окремих досліджень отримані у співавторстві, що знайшло відображення у відповідних посиланнях в тексті дисертації, а також у списку використаних джерел. Але ці напрацювання в структурі роботи мають підпорядковане значення.

Апробація результатів дисертації. Основні положення роботи викладені в тезах наукових конференцій та статтях. Матеріали досліджень доповідалися на VII конференції молодих вчених ВНІГНІ (м. Москва, 1987 р.), міжнародному симпозіумі “Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения” (м.Санкт-Петербург, 1992 р.), науково-практичній конференції “Стан, проблеми і перспективи розвитку нафтогазового комплексу Західного регіону України” (м.Львів, 1998 р.), та міжнародній конференції “Нафта і газ України-98” (м. Полтава, 1998 р.).

Публікації. Всього здобувачем опубліковано по темі 8 наукових праць, в тому числі 4 статті у фахових виданнях затверджених “Переліком ВАК України”, 1 патент на винахід, тези трьох наукових конференцій.

Структура та обсяг роботи. Дисертація складається з вступу, 5 розділів та висновків, що викладені на 129 сторінках друкованого тексту, проілюстрована 24 рисунками і 18 таблицями. Використано 56 літературних джерел вітчизняних та зарубіжних авторів.

Автор вважає своїм обов'язком висловити щиру подяку науковому керівнику, керівництву УкрДГРІ та співробітникам відділу пластових систем інституту, а також працівникам ДГП “Полтаванафтогазгеологія” за наукові консультації та практичну допомогу під час виконання роботи.

ЗМІСТ РОБОТИ

У Вступі обґрунтована актуальність вибраної теми, сформульовані мета та завдання досліджень, наукова новизна і практична цінність, викладені основні наукові результати.

РОЗДІЛ 1. ГЕОЛОГО-ПРОМИСЛОВА ХАРАКТЕРИСТИКА ОБ'ЄКТІВ ДОСЛІДЖЕННЯ

Методичні основи вивчення процесів витіснення викладені в роботах вітчизняних і зарубіжних вчених. Автором проаналізовані наведені матеріали, відзначені вагомі результати досліджень, а також виявлені недоліки методичного та прикладного характеру. Особливу увагу звернуто на вивчення умов проведення експериментів і використання в них робочих агентів, моделювання залишкової водонасиченості, визначення коефіцієнта витіснення нафти і насичення пористого середовища флюїдами. Відомі методи визначення цих параметрів вимагають застосування складної апаратури, припинення або переривання дослідів та базуються на вивченні змін фізичних властивостей робочих агентів і моделі пласта, які не завжди надійно і з достатньою точністю можуть фіксуватися реєструючими приладами.

На основі вказаних зауважень зроблено висновок про необхідність створення нової методики, яка передбачала б визначення характеристик витіснення в умовах, близьких до фільтрації вуглеводнів у продуктивному пласті.

РОЗДІЛ 3. МЕТОДИЧНІ ПРИЙОМИ ВИВЧЕННЯ ПРОЦЕСУ ВИТІСНЕННЯ ПЛАСТОВОЇ НАФТИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЮ СИСТЕМОЮ

Розроблена нами методика базується на вивченні поточного матеріального балансу утвореної нафтогазоконденсатної суміші і передбачає визначення коефіцієнта витіснення пластової нафти газоконденсатною системою та навпаки і насиченості пористого середовища флюїдами. Виходячи із закону матеріального балансу, властивості суміші повинні займати проміжне місце між параметрами пластової нафти та газоконденсатної системи і будуть залежати від вмісту того або іншого флюїду. В такому випадку коефіцієнт витіснення нафти газоконденсатною системою визначається за формулою [ 6 ]:

де V_г(і), V_р(і) - відповідно об'єми газу сепарації та нафтоконденсатної рідини за і-ий етап витіснення, см ³;

G_н(і), G_к(і) - відповідно газові фактори пластової нафти і газоконденсатної системи (визначаються експериментальним або розрахунковим методами), см³/см³;

_(і) - об'ємний коефіцієнт пластової нафти (визначається експериментально);

V_н.п - початковий об'єм пластової нафти в термобаричних умовах експерименту, см³.

Якщо вважати, що середня насиченість пористого середовища - це відношення об'єму конкретного флюїду до об'єму пор моделі, то формулу для визначення даного параметра можна записати у вигляді:

де _н(і) - насиченість пористого середовища пластовою нафтою на і-му етапі витіснення;

- ефективний об'єм пористого середовища, см³.

Запропонований аналітичний метод визначення коефіцієнта витіснення пластової нафти газоконденсатною системою та насичення пористого середовища практично реалізується таким чином.

Відбирають зразки породи з різних інтервалів продуктивного пласта, з яких виготовляють циліндри довжиною і діаметром 0,03 м. Відекстраговані і висушені при температурі 375-378 К зразки породи підбирають на основі комплексного фільтраційно-ємкісного параметра (N = К_пр/К_п, де К_пр - проникність, К_п - пористість), значення якого відповідає його середньозваженій величині у продуктивному горизонті. Зразки керна насичують під вакуумом пластовою водою до стабільної ваги. Потім з них складають модель пласта, яку поміщають у кернотримач. Під час створення в останньому пластових тиску і температури вимірюють об'єм витісненої з керна води.

Після цього на вхід моделі подають глибинну пробу нафти, яка приведена до термобаричних умов пласта, а на виході задаються мінімальним перепадом тиску, при якому проходить витіснення води з проточних порових каналів. Перепад тиску поступово збільшують до тих пір, поки буде відбуватися витіснення води. Діапазон зміни перепадів підбирають залежно від пористості моделі. З метою недопущення розгазування пластової нафти її фільтрацію через кернову колонку здійснюють під тиском вищим від тиску насичення. Під час фільтрації на виході з кернової колонки реєструють об'єми витіснених нафти і води. Процес витіснення припиняють після появи на виході з моделі безводної нафти. На основі отриманих замірів розраховують початковий об'єм пластової нафти (V_н.п).

Від так на вхід моделі пласта починають подавати газоконденсатну систему. На виході з моделі одержують вуглеводневу рідину (суміш нафти з конденсатом, V_р(і)) та відсепарований газ (V_г(і)). Об'єми видобутих флюїдів фіксують для кожного етапу витіснення. На основі отриманих величин V_р(і), V_г(і) за допомогою формул ( 1, 2 ) визначають коефіцієнт витіснення пластової нафти газоконденсатною системою та насичення пористого середовища флюїдами.

Використання методики аналітичного визначення коефіцієнта витіснення нафти газоконденсатною системою не вимагає застосування спеціальної апаратури та шкідливих речовин. Перевага її полягає в комплексному підході, який враховує вплив колекторських властивостей пористого середовища та зміну фізичних параметрів нафтової і газоконденсатної систем на характер фільтрації флюїдів у продуктивному пласті. Такий підхід дозволяє отримати достовірну інформацію про поточну насиченість моделі пласта флюїдами та про коефіцієнт витіснення нафти газоконденсатною системою.

Реалізація розробленої методики дослідження процесів витіснення здійснюється за допомогою спеціально змонтованої фільтраційної установки, яка складається з наступних основних частин: вузла живлення, моделі пористого середовища, приймального вузла, вимірювальних приладів, системи обігріву та джерела тиску. Конструкція установки дозволяє виконувати експерименти з керновими колонками діаметром 0,03 м і довжиною до 0,5 м. Технічні параметри апаратури наступні: тиск обтиску (аналог геостатичного) до 100 МПа, внутрішньопоровий тиск (аналог пластового) до 70 МПа, температура до 423 К.

РОЗДІЛ 4. ПЕРЕГЛЯД ТЕОРІЇ ВИЗНАЧЕННЯ ЗМІНИ ВМІСТУ КОНДЕНСАТУ У ПЛАСТОВОМУ ГАЗІ

В основу існуючих способів визначення зміни потенціального вмісту конденсату в пластовому газі (q_і ) та його видобутку (q_вд) в процесі некомпенсованого зниження пластового тиску покладено рівняння матеріального балансу розробки газоконденсатного покладу. На цій засаді Г.С.Степанова, О.Ф.Худяков вивели складні аналітичні вирази для обчислення q_і. Але у ряді випадків під час визначення зміни вмісту конденсату у залишковому пластовому газі за допомогою даних формул отримували від'ємні значення q_і. Для ліквідації цієї недоречності Є.Г.Степанюк і Н.А.Зубкова запропонували пластові втрати конденсату подавати у вигляді середньоарифметичного їх значення за даний етап. В результаті одержали ще один вираз для обчислення q_і такого ж ступеня складності.

Необхідно зауважити, що виведені аналітичні вирази при використанні аналогічної вхідної інформації давали різні значення q_і. З метою оцінки достовірності визначення q_і різними способами, нами розраховано матеріальний баланс газоконденсатної системи для умови дренування 1 н.м³ пластового газу. В такому випадку вміст конденсату в пластовому газі обчислюється за формулою:

де q_о, q_і - потенціальний вміст конденсату в г/м³, відповідно у початковому, видобувному і залишковому в пласті газах, при початковому ( Р_о) і поточному ( Р_і ) тисках;

q_вт(і) - поточні сумарні втрати конденсату в пласті (при Р_і), г/м³;

Q_пл(і) - запаси залишкового газу у пласті, н.м³;

Q_вд(і) - видобуток газу за і-ий етап, н.м³.

Отримані результати визначення параметра q_і методом ітерацій показали, що правильні його значення можна отримати за допомогою рівнянь Г.С.Степанової і О.Ф.Худякова, інші дають похибку, тому ними користуватися не слід. Необхідно зауважити, що одержану інформацію без корективів на властивості реальних газів неможливо безпосередньо використовувати в газодинамічних розрахунках під час обгрунтування видобувних запасів конденсату.

Нами запропоновано істотне спрощення розрахунків поточного вмісту фракції С₅₊ на основі матеріального балансу конденсату лише в залишковому пластовому газі, який визначається за рівнянням [ 4 ]:

де q_вт(і) - кількість конденсату, який випав (випарувався) протягом і-го етапу, г/м³;

Q_пл(і)^сер - середній об'єм газу, з якого за і-ий етап випав чи випарувався конденсат, н.м³.

За умови, що кількість етапів дорівнює 10, поетапні середні об'єми пластового газу складають спадний ряд часток одиниці від 0,95; 0,85 і т.д. до 0,05 з інтервалом 0,1 об'єму видобутого газу.

Крім простоти обчислення q_і за розробленою методикою, важливою її особливістю є можливість деталізувати розрахунки вмісту і видобутку конденсату протягом етапу, в середині якого знаходиться точка початку конденсації фракції С₅₊. Введення підетапів дає можливість врахувати відсутність втрат конденсату до точки роси і уникнути їх усереднення за цей етап в цілому. Даний підхід дозволяє виключити похибку у визначенні q_і, яка може бути значною за умови високого вмісту конденсату у пластовому газі та його різкого випадання безпосередньо після початку конденсації.

На основі статистичної обробки матеріалів промислових і лабораторних досліджень газоконденсатних систем запропоновані рівняння регресії для оцінки початкового потенціального вмісту та пластових втрат конденсату залежно від конденсатного фактора і тиску початку конденсації фракції С₅₊ - від термобаричних умов, вмісту стабільного конденсату та його густини. Поточні значення вмісту і втрат конденсату можна отримати, використовуючи розроблену нами номограму. Похибка визначення вказаних параметрів не перевищує 10 %.

За допомогою рівнянь регресії та номограми можна значно скоротити обсяг експериментів і з достатньою для практичних розрахунків точністю прогнозувати величини основних параметрів конденсатності пластового газу за результатами дослідження свердловин у період розвідки газоконденсатних родовищ.

РОЗДІЛ 5. ПІДВИЩЕННЯ СТУПЕНЯ ВИЛУЧЕННЯ ВУГЛЕВОДНІВ З НАФТОГАЗОКОНДЕНСАТНИХ ПОКЛАДІВ

У даному розділі викладені умови проведення досліджень та результати вивчення витіснення пластової нафти і газоконденсатної системи з пористого середовища різними робочими агентами для покладу Т-1 Куличихинського та В-20-21 Юліївського родовищ.

Головною метою постановки експериментів для покладу Т-1 на першому етапі було вивчення коефіцієнта витіснення пластової нафти газоконденсатною системою. Другим етапом передбачалося дослідження механізму просування нафтової облямівки в газоконденсатну зону покладу. На третьому етапі визначали характеристику витіснення нафтогазоконденсатної суміші водою.

Для проведення лабораторних досліджень модель колектора покладу Т-1 була складена з пісковиків продуктивної товщі горизонтів Куличихинського і Тимофіївського родовищ. Загальний об'єм пор моделі становив 52,9 см³, залишкова вода займала 7,0 см³ об'єму, або 13,2 %. Ефективний поровий об'єм складав 45,9 см³, або 86,8 % об'єму пор. Проникність моделі дорівнювала 97 10^-3 мкм².

В ролі робочих агентів використовувались: пластова нафта в'язкістю 0,44 мПас, густиною 640,4 кг/м³ з вмістом газу 179,8 м³/м³ та об'ємним коефіцієнтом 1,511 при тиску насичення 23,0 МПа і температурі 363 К; газоконденсатна система з конденсатним фактором 270 см³/м³ і тиском початку конденсації фракції С₅₊ 21,0 МПа; пластова вода мінералізацією 200 кг/м³, в'язкістю 0,48 мПас.

Під час проведення дослідів фільтрація робочого агента через пористе середовище відбувалася за постійного тиску на контурі живлення, що дорівнював 23,2 МПа. Тиск на виході з моделі підтримувався на рівні 23 МПа. Швидкість витіснення коливалася в межах 0,03-0,05 м/год. Тиск обтиску зразків керна становив 60 МПа. Температура в моделі пласта і комунікаціях установки підтримувалася на рівні 363 К.

На основі отриманих вимірів об'єму витіснення вуглеводневої рідини, газу сепарації та витрати робочого агента виконано розрахунки коефіцієнта витіснення та середньої насиченості пористого середовища флюїдами. Результати експериментів наведено в таблиці 1.

Таблиця 1 - Динаміка параметрів витіснення для покладу Т-1 нафтогазоконденсатного Куличихинського родовища

Виконані дослідження витіснення пластової нафти газоконденсатною системою показали, що спочатку з моделі пласта вилучається вуглеводневий флюїд, дуже близький до пластової нафти. Очевидно, незначний прорив газоконденсату наступив під час першого етапу витіснення і поступово збільшувався до кратності промивки 0,6. За цей період коефіцієнт витіснення нафти склав 0,46. При кратності промивки 1,1-1,3 вихід нафти практично припинився, а коефіцієнт витіснення дорівнював 0,595. Доведення кратності промивки до 1,8 призвело до збільшення коефіцієнта витіснення на 0,013.

Інший характер параметрів витіснення спостерігається в процесі заміщення газоконденсатної системи пластовою нафтою. До моменту прориву через пористе середовище нафти з моделі видобувається 75-80 % газоконденсатної системи. Однократна промивка порового простору забезпечує витіснення 90 % газоконденсату. Нагнітання наступних порцій робочого агента практично не дає приросту вилучення газоконденсатної системи.

У процесі дослідження витіснення нафтогазоконденсатної суміші водою зауважено, що у безводний період видобувається 53-55 % вуглеводневої рідини. Після прориву води темп вилучення вуглеводневоднів різко сповільнюється і при кратності промивки 0,86 становить 0,765. Збільшення кратності промивки вдвічі практично не дає приросту вилучення нафтоконденсатної суміші.

Відповідно до отриманої інформації про характер витіснення флюїдів найкращу ефективність вилучення запасів вуглеводнів з покладу Т-1 необхідно очікувати, застосувавши спосіб розробки газоконденсатного покладу з нафтовою облямівкою за І.М.Фиком. Його суть полягає в тому, що нафтова облямівка переміщається у газову зону покладу за рахунок відбору газу з газової зони до тих пір, поки водонафтовий контакт не досягне початкового рівня газонафтового. Залишкова газонасиченість у штучній нафтовій облямівці сприятиме ефективності витіснення вуглеводневих флюїдів пластовою водою. З врахуванням результатів експериментів (див. табл. 1), використання даної технології дасть можливість додатково видобути 136 тис. т нафти і 68 тис. т конденсату (проект розробки Куличихинського родовища).

Ефективним технологічним вирішенням проблеми підвищення коефіцієнта вилучення нафти (КВН) нафтових облямівок, за умови недонасиченості нафти газом може служити реалізація витіснення нафти газоконденсатною системою за рахунок розширення газової зони з наступним переходом на режим законтурного заводнення. В результаті буде досягнуто взаємозмішуване витіснення нафти газом та зниження в'язкості пластової нафти, що в сумі із заводненням забезпечить високі значення КВН.

Експериментальне моделювання подібного процесу виконане нами для нафтогазоконденсатного покладу В-20-21 Юліївського родовища. Вивчення фільтрації флюїдів здійснювалося на моделі пласта діаметром 0,03 м, довжиною 0,47 м, яка складена із зразків керна горизонтів В-20-21 і В-25-26 згаданого родовища. Середня пористість становила 12,6 %, проникність 14,23 10^-15 м², залишкова водонасиченість 21,45 %.

При пластових тиску і температурі пористе середовище насичувалося пластовою нафтою зі свердловини 24 (горизонт В-18) Юліївського родовища. Вона характеризувалась наступними параметрами: тиск насичення 32,2 МПа, газовміст 144 м³/м³, густина 856 кг/м³, в'язкість 0,7 мПас. Робочим агентом служила рекомбінована газоконденсатна система з конденсатним фактором за стабільним конденсатом 188 см³/м³. Тиск початку конденсації важких вуглеводнів створеної системи дорівнював 32,0 МПа, густина стабільного конденсату 744,2 кг/м³.

Витіснення пластової нафти газоконденсатною системою здійснювалося при постійному тиску на вході в пористе середовище 33 МПа. Тиск на виході з моделі пласта коливався на рівні 32,5 МПа. Швидкість фільтрації знаходилася в межах 0,03-0,05 м/год. У процесі проведення досліду фіксувалися об'єми витісненої рідини і газу сепарації за атмосферних умов. Витрати газоконденсатної системи вимірювали при термобаричних умовах експерименту. На основі отриманих вимірів для кожного етапу витіснення за допомогою створеної нами методики виконувалися розрахунки коефіцієнта витіснення нафти газоконденсатною системою. Результати дослідів і обчислень подані у таблиці 2.

Таблиця 2 - Динаміка параметрів витіснення для нафто газоконденсатного покладу В-20-21 Юліївського родовища

Вивчення результатів досліджень показує, що незначний прорив газоконденсату наступив при кратності промивки пор 0,15 і збільшувався до 0,46. За цей період коефіцієнт витіснення нафти склав 0,445. Практично за кратності промивки 1,0-1,2 витіснення нафти припинилось. Очевидно, на цей час рухомий флюїд з пор, які охоплені фільтрацією, уже витіснено. При трикратній промивці коефіцієнт витіснення нафти газоконденсатом становив 0,479.

Наступним етапом експериментальних досліджень моделювалось витіснення утвореної нафтогазоконденсатної суміші пластовою водою. На цей час насиченість пористого середовища складала: нафтою 40,95 %, газоконденсатною системою 37,6 % та залишковою водою 21,45 %. Мінералізація пластової води становила 175 г/л. Витіснення вуглеводневого флюїду пластовою водою відбувається досить швидко. За кратності промивки близько 0,12 появляється на виході з моделі вода, а при 0,55 фактично буде досягнуто максимальний коефіцієнт витіснення,що дорівнює 0,237. Доведення кратності промивки до 2,0 практично не призведе до суттєвого приросту об'єму вуглеводневої рідини.

Таким чином, якщо досліджені варіанти фільтрації розглядати окремими етапами одного процесу, то сумарний коефіцієнт витіснення нафти може становити 0,71. Даний параметр рекомендується використати під час обґрунтування видобувних запасів нафти з покладу В-20-21 Юліївського родовища.

ВИСНОВКИ

В роботі виконані теоретичні та експериментальні дослідження витіснення пластової нафти і газоконденсатної системи різними робочими агентами з метою обґрунтування ефективного вилучення запасів вуглеводнів із нафтогазоконденсатних покладів (на прикладі Куличихинського та Юліївського родовищ). Основні результати досліджень можна підсумувати наступним чином:

1. На основі вивчення геологічної будови родовищ, параметрів колекторів і флюїдів, що їх насичують, сплановані автомодельні дослідження взаємодії пластової нафти і газоконденсатної системи під час зміни баричних умов у нафтогазоконденсатних покладах.

2. Розроблена нова методологія експериментального моделювання та дослідження сумісної фільтрації пластової нафти і газоконденсатної системи в пластах у присутності залишкової води для конкретних геологічних умов нафтогазоконденсатних покладів.

3. Вперше на базі матеріального балансу конденсату у залишковому пластовому газі створено новий спосіб обчислення вмісту і видобутку фракції С₅₊ для обґрунтування поточних і кінцевих видобувних запасів конденсату.

4. За допомогою запропонованих методичних розробок експериментально досліджені коефіцієнти витіснення пластової нафти і газоконденсатної системи різними робочими агентами при автомодельному відтворенні геологічних і фізичних параметрів, що існують в покладах. В результаті встановлено такі значення коефіцієнтів витіснення для покладу Т-1 Куличихинського НГКР: нафти газоконденсатною системою - 0,58, газоконденсатної системи нафтою - 0,92, нафти пластовою водою - 0,77; для покладів В-20-21 Юліївського НГКР: нафти газоконденсатною системою - 0,47, нафтогазоконденсатної суміші водою - 0,24.

5. На основі вивчення отриманих результатів встановлено вплив характеристик витіснення пластової нафти газоконденсатною системою та навпаки на ефективність вилучення вуглеводнів із нафтогазоконденсатних покладів.

6. Встановлені значення коефіцієнтів витіснення використані під час складання проекту розробки Куличихинського родовища, відповідно до якого з надр додатково планується видобути 136 тис.т нафти і 68 тис.т газового конденсату.

7. Відповідно до виконаних лабораторних досліджень оптимальну ефективність освоєння запасів нафтових облямівок на Юліївському родовищі необхідно очікувати у процесі їх розробки на газонапірному режимі з наступним переходом на законтурне заводнення. Одержані значення коефіцієнтів витіснення рекомендовані для обґрунтування видобувних запасів нафти.

СПИСОК ОПУБЛІКОВАНИХ ПРАЦЬ ЗА ТЕМОЮ ДИСЕРТАЦІЇ

геологічний нафта пластовий родовище

1.Оценка начальных и прогнозирование текущих параметров газоконденсатных систем на месторождениях УССР // Вскрытие продуктивных горизонтов и исследование углеводородных систем: Сб. науч. трудов Укр НИГРИ - Львов: УкрНИГРИ, 1985. - С. 58-63 (Співавт. Пилип Я.А., Даниленко В.А., Поляков В.І.).

2. Експрес-метод визначення головних параметрів газоконденсатних систем // Нові дані з методики і технології геологорозвідувальних робіт на нафту і газ в Україні: Зб. наук. праць Укр ДГРІ - Львів: УкрДГРІ, 1993. - С. 82-85 (Співавт. Даниленко В.А., Стрикалов А.М.)

3. Деякі особливості розрахунку вмісту і видобутку вуглеводнів фракції С₅₊ при розробці газоконденсатних покладів // Мінеральні ресурси України. - 1996. - №3. - С. 41-43 ( Співавт. Пилип Я.А., Синіцин В.Я.).

4. Новий спосіб розрахунку вмісту та видобутку вуглеводнів С₅₊ при розробці газоконденсатних покладів // Нафт. і газ. пром-сть. - 1997. - № 3. - С. 19-20 (Співавт. Пилип Я.А.).

5. Пат. 7328. Україна, МКИ Е 21 В 49/00. Спосіб визначення водонасиченості гірських порід. - № 4452848/SU; Заявл. 05.07. 88; Опубл. 29.09.95; НДЦ ПЕ Держ. пат. України // Бюл. №3 - С. 53 (Співавт. Нестеренко М.Ю., Губанов Ю.С.).

6. Прогнозування вилучення нафти і конденсату з нафтогазоконденсатних покладів // Стан, проблеми і перспективи розвитку нафтогазового комплексу Західного регіону України: Тез. доп. наук.-прак. конф. УНГА. - Львів: УНГА, НТШ, Обл. орган. т-ва. “Знання”, 1995. - С. 93.

7. Совершенствование методов разработки нефтяных месторождений Украины со сложными колекторами и низкой нефтеотдачей // Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения: Тез. докл. междунар. симпозиума. (С.-Петербург, 1992 р.). - С. 159-160 (Співавт. Іванишин В.С., Малахов В.Ф., Федишин Л.І.).

8. Новий спосіб підвищення нафтовилучення з нафтових облямівок // Нафта і газ України - 98: Зб. наук. праць Міжнар. конф. - Том 2. - Полтава: УНГА, 1998. С. 14-15 (Співавт. Іванишин В.С., Нестеренко М.Ю., Сенцюк В.П., Філяс Ю.Г.).

Размещено на Allbest.ru