Презентация_Лобов_Белоруснефть

К ВОПРОСУ УЧЕТА ВЛИЯНИЯ ТЕХНОГЕННЫХ
ГЕОДИНАМИЧЕСКИХ НАПРЯЖЕНИЙ ПРИ РАЗРАБОТКЕ
СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
ПРИПЯТСКОГО ПРОГИБА
Отличительными признаками карбонатных каверново-порово-трещинных
коллекторов можно считать резко выраженную неоднородность структуры
емкостного пространства, состоящего, в общем, из пор, каверн, трещин и
различного рода пустот выщелачивания. Причем, все это находится в состоянии
единства в результате широко развитой системы микротрещин.
Процесс деформации образца внешним давлением (Pобж.) с
последующим измерением проницаемости по газу, проходил по
следующей технологической схеме.
За начало измерения взято внешнее давление (Pобж) образца,
соответствующее начальной части исследования энергетической
системы пласта – 3 МПа. Ступенчато давление поднималось до 18
МПа с интервалом 3 МПа, при этом с каждым изменением
давления образец выдерживался в течение 2 часов, после чего
проводились замеры газопроницаемости. С 18 МПа до 30 МПа
исследования проводились по той же схеме с интервалом
изменения давления 9 МПа. Снижение внешнего давления с 30
МПа до 18 МПа и с 18 МПа до 3 МПа (обратный ход) проводилось
аналогично приведенному выше. В общей сложности образец
находился под нагрузкой 76 часов.
Зависимость изменения проницаемости от давления обжима:
а) ненасыщенного (обр. 2) и б) насыщенного керосином (обр. 4)
кернов породы скв. № 604 Зуевская (семилукский горизонт).
б)
0.06
0.3
0.05
0.25
0.04
поле деформационных изменений
проницаемости пласта
0.03
1
0.02
2
0.01
Проницаемость, мД
Проницаемость, мД
а)
поле деформационных изменений
проницаемости пласта
0.2
0.15
2
0.1
1
0.05
0
0
3
8
13
18
23
28
Давление обжима, МПа
33
3
8
13
18
23
28
Давление обжима, МПа
33
1 – при повышении давления обжима Робж (прямой ход);
2 – при снижении давления обжима Робж (обратный ход)
При давлении обжима 18 МПа объем вытесненного из образца №4 керосина
составил 3 см3 (51,2% от объема насыщения – 5,85 см3) и в дальнейшем не
изменился.
Величина потери проницаемости вследствие деформационных процессов
составила 80% и 40% соответственно.
Зависимость изменения проницаемости от давления обжима насыщенных
керосином кернов породы: а) обр. №17; б) обр. №18 скважины № 114 Ново-Давыдовская,
(межсолевые отложения).
а)
б)
1.8
0.35
поле деформационных изменений
проницаемости пласта
0.3
поле деформационных изменений
проницаемости пласта
1.6
Проницаемость, мД
0.2
2
0.15
1
0.1
0.05
Проницаемость, мД
1.4
0.25
1.2
1
2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
0
3
8
13
18
23
28
Давление обжима, МПа
33
3
8
13
18
23
28
33
Давление обжима, МПа
1 – при повышении давления обжима Робж (прямой ход);
2 – при снижении давления обжима Робж (обратный ход)
Скачкообразное поведение проницаемости свидетельствует о перераспределении путей
фильтрации (открываются новые микротрещины, закрываются старые), т.е. формируется новая
фильтрационная система.
Объем вытесненного из образца керосина составил 76%, причем 63% керосина было вытеснено
при давлении обжима 3 МПа, а после достижения давления в 12 МПа вытеснение его прекратилось
полностью, т.е. оставшаяся часть была отсечена от путей фильтрации из-за блокирования старых
микротрещин.
Прирост коэффициента газопроницаемости, в конечном итоге, составил 20% и 41,9% соответственно.
Зуевское месторождение.
Структурная карта поверхности семилукской залежи.
50
I
60
II
40
Ркр = 29,49 МПа
30
Р пл
Qн
20
Qж
Р кр
10
0
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Рпл. (МПа), qн, qж (т/сут)
Рпл. (МПа), qн, qж (т/сут)
60
Зуевское месторождение
Динамика показателей работы скв. 603
Зуевское месторождение
Динамика показателей работы скв. 605
II
I
Ркр = 29,9 МПа
50
40
Р пл
30
Qн
20
Qж
10
Р кр
0
2008
Годы
2009
2010
2011
2012
2013
Годы
I – область упругих деформаций;
II – область упруго-пластических деформаций.
Организация закачки в ноябре 2011 г. в скв. 605 несколько замедлила темп
падения пластового давления, однако эта мера несколько запоздала, поскольку
пластовое давление снизилось ниже критического значения, а значит, начались
частично необратимые упруго-пластические деформации.
Для восстановления пластового давления в залежи выше критической
величины и восстановления проницаемости коллектора одной закачки воды в
залежь будет не достаточно. Необходимо применение новых методов воздействия
на пласт, позволяющих увеличить проницаемость пласта.
Ново-Давыдовское месторождение.
Структурная карта поверхности елецко-задонской залежи.
Ново-Давыдовское месторождение, елецко-задонская залежь.
Изменение Рэф. по годам
2004 г.
2008 г.
2012 г.
Ново-Давыдовское месторождение.
Карта распределения коэффициента деформационных потерь (Кh=Ркр/Рпл) в
межсолевых отложениях.
Динамика показателей работы и напряженно-деформированного состояния
коллекторов по скважинам Ново-Давыдовского месторождения.
Скважина 148
Скважина 114
I
Скважина 137
II
I
I
Скважина 112
I
I
II
I
I – область упругих деформаций;
II – область упруго-пластических деформаций.
ВЫВОДЫ
• По итогам экспериментальных исследований в условиях знакопеременных
нагрузок, имитирующих пластовые условия, в низкопроницаемых коллекторах рост
давления обжима сопровождается резким уменьшением проницаемости, в то время
как в относительно высокопроницаемых разностях происходит увеличение
проницаемости, что можно объяснить образованием новых трещин и
формированием новой системы фильтрации.
• Процессы бурения, испытания, освоения, разработки и добычи нефти должны
сопровождаться обязательным мониторингом напряженно-деформированного
состояния сложнопостроенных коллекторов, что позволит оперативно управлять
этими процессами, увеличивая нефтеотдачу пластов.
• Под воздействием депрессий и последующего восстановления давления в
коллекторах трещинного типа протекают два взаимно противоположных процесса –
с одной стороны, происходит смятие контактов и смыкание трещин, которые
вызывают ухудшение проницаемости развитой системы трещин, а с другой –
деформация блоков трещинного коллектора, приводящая к развитию имеющихся
микротрещин и образованию новых.
• Необходимо как можно дольше удерживать попутный газ в пластах, чтобы
сохранять пластовую энергию.
• Крайне осторожно подходить к применению глубокопроникающих
гидроразрывов пластов, изменяющих структуру флюидопотоков и
приводящих к ускоренному обводнению скважин.
• Внедрять методы по деструкции матричной части коллектора для
более полного вовлечения ее в процессы вытеснения.
• Грамотная разработка залежей нефти со сложными коллекторами и
упруго-замкнутыми режимами должна производиться только при
обязательном компенсирующем заводнении (а еще лучше – при
опережающем) и оптимальном режиме эксплуатации скважин.
СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ
Ркр.=[(1+)Ргорн/3(1-)]-Ртек.,
где  - коэффициент Пуассона ( 0,35),
Ртек. – предел текучести пород