Молярная доля метана в пластовой нефти пласта ЮК10 изменяется в широких пределах 22-44%,в нефти пласта ЮК11 эта величина составляет 25-32%,. для нефтей обоих горизонтов характерно преобладание нормальных углеводородов над изомерами, что характерно для нефтей Западной Сибири.

Нефть пласта ЮК11 тяжелее, диапазон изменения молекулярной массы составляет 87-95,в то время как в нефтях пласта ЮК11 он равен 67-89.

Нефтяные газы стандартной сепарации высокожирные, коэффициент жирности газов обоих пластов около 100. Разгазированные нефти пластов ЮК10 и ЮК11 малосернистые, с выходом фракций до 350 С больше 45%, парафинистые, малосмолистые, маловязкие, легкие.

Технологический шифр нефтей -1Т1П2.

Реологические свойства нефтей и водонефтяных смесей исследовались на ротационном реовискозиметре «Реотест-2» в диапазоне температур от 0 до 50 С при градиентах скорости сдвига 2-1320с‐₁.

При выборе режима перекачки жидкости по трубопроводу расчет градиента скорости сдвига производится по формуле:

=4*Q/П*R3
Где - градиент скорости сдвига, с‐₁,- удельный объемный расход жидкости по трубопроводу, м /с;- радиус трубопровода, м.

В качестве модели продукции скважин использовалась смесь нефтей пластов ЮК10 и ЮК11 (Скв.№2877 ,3564,3840,3974,4081,4082). Пробы нефти были отобраны глубинными пробоотборниками вблизи забоев и разгазированы однократно до стандартных условий. Плотность смеси нефтей пластов ЮК-10 иЮК-11 составила 821,9кг/м , что примерно соответствует средней по месторождению в условиях повышенных температур разгазирования. В зонах залегания «легких» нефтей с высокой степенью газонасыщенности реологические параметры нефтей и водонефтяных смесей (плотность, вязкость) будут иметь несколько меньшее значение.

Однако, при обосновании технологических решений по транспортировке продукции скважин, необходимо учитывать вероятность некоторого повышения плотности нефти на более поздних стадиях разработки.

Как следует из приводимых данных, безводная нефть в интервале температур 30-50 С представляет собой ньютовскую жидкость. Водонефтяные эмульсии при обводненности свыше 40% неустойчивы во всем исследованном интервале температур, 40%-ная эмульсия теряет устойчивость при температурах свыше 15 С.

---

Все исследованные эмульсии имеют явно выраженные ньютоновские свойства: величина вязкости резко изменяется в зависимости от градиента скорости сдвига.

Приводимое значение газового фактора (275м /т) характеризует газ растворенный в нефти. С учетом сопутствующего отбора из газовых шапок, газовый фактор оценивается равным 309м /т. Такой прогноз косвенно подтверждается результатами промысловых замеров согласно которым, в целом по месторождению в 1989 году, газовый фактор составил 315 м /т (совместная работа Западно-Сибирского филиала ВНИПИГазпереработка и СибНИИНП, 1989г.).

Приводимые значения газовых факторов (275м /т и 309м /т) рекомендованы институтом СибНИИНП для определения текущих и перспективных уровней отбора газа на месторождении (отчет по договору 89.0339.90 «Определить рабочие газовые факторы, ресурсы, состав и свойства углеводородного сырья месторождений Главтюменнефтегаза, 1990 год) и направлены на рассмотрение в объединение Красноленинскнефтегаз к использованию их при формировании плана по отборам и использованию газа на 1991 год (исх. № 25/1408 от 09.04.90г.).
2.9 Обоснование остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения пород пластов ЮК10 - 11
Залежи нефти в пластах ЮК10-11 отличаются более высокой геологической неоднородностью чем Неокомские отложения центральных районов Западной Сибири. Для них характерно высокое нефтенасыщение коллекторов (до 85-87%), низкие в целом фильтрационно-емкостные свойства, повышенная литого- минералогическая и текстурная микронеоднородность пород и их гидрофобность / 4-6 /. Поэтому актуальна задача прогнозирования остаточной нефтенасыщенности пластов, разрабатываемых с заводнением, так как перенос этого параметра с других месторождений Западной Сибири связан с большими погрешностями.

Среди известных способов определения остаточной нефтенасыщенности основными являются:

---

метод материального баланса;

исследование керна, отобранного из заводненных зон с сохранением пластовых условий;

лабораторное моделирование заводнения на свежих и экстрагированных кернах;

исследование закачкой химических реагентов в скважину (метод компании «ЭКСОН»);

) комплекс геофизических исследований.

Методы, дающие наиболее достоверные результаты, требуют специальных дополнительных исследований на скважинах и дополнительных материальных затрат, поэтому на месторождениях Западной Сибири они не применяются и основным методом определения (Кн.о) является метод лабораторного заводнения на экстрагированных кернах, когда в лабораторных условиях моделируют процесс вытеснения нефти водой на образцах пород исследуемого объекта. Достоверность полученных результатов в этом способе зависит от того насколько условия соответствуют процессам протекающим в пласте. В то же время, ни один из известных методов определения остаточной нефтенасыщенности не может быть признан достаточно надежным, поэтому задача должна решаться с привлечением, по возможности, более широкого комплекса исследований.

В разделе приводятся результаты экспериментальных определений остаточной нефтенасыщенности на экстрагированных образцах пород пластов ЮК 10- 11.

Моделирование вытеснения нефти водой, для определения остаточной нефти (Кн.о), проводилось в соответствии с отраслевым стандартом ОСТ 39-195-86. В горизонтально расположенный кернодержатель вставлялись цилиндрические образцы керна диаметром около 2,9 см. При этом длина модели пласта в разных опытах изменялась от 15,8 до 32,7 см и соответствовала критериям, принятым в стандарте. Образцы в колонках располагались с уменьшением проницаемости по направлению фильтрации. Проницаемость каждого отдельного образца в колонке отличалась от среднего значения не более чем на 50%. Кернодержатель и фильтруемые флюиды обогревались в воздушном термостате. Температура всех опытов для модели пласта ЮК 10- 11 равнялась 95 .

В качестве модели нефти применялась смесь керосина и дегазированной нефти из пласта ЮК10-ЮК11. Вязкость, при температуре испытания, устанавливалась в пределах от 0,65 до 0,54 спз. Начальная нефтенасыщенность ( Кн.о ) создавалась методом центрифугирования в пределах от 52,6% до 87,45%, после чего образцы донасыщались моделью пластовой воды ( 15г/л NaCl ).В одном опыте создана нефтенасыщенность 100% для выяснения зависимости остаточной нефтенасыщенности от начальной нефтенасыщенности.

---

Процесс вытеснения нефти водой, в ходе опыта, контролировался по удельному электрическому сопротивлению как на участках, так и по всей модели пласта.

Остаточная нефтенасыщенность, после опыта, определялась весомым и ретортным методами. Последний метод, как показал опыт, значительно стабильнее и точнее чем весовой.

Поскольку проведенными ранее исследованиями установлено, что величина остаточной нефтенасыщенности при заводнении существенно зависит от скорости вытеснения (градиентов давления) в пласте, в процессе опытов моделировалось вытеснение нефти при скоростях продвижения фронта воды. Скорости устанавливались дискретно, в пределах 0,51- 0,9; 1,3- 2,4 и 3,3-9,7 м/сутки.

Экспериментальные исследования показывают, что между остаточной и начальной нефтенасыщенностью пород пластов ЮК10-11 существует тесная связь. Для опытов, в которых линейная скорость вытеснения нефти не превышала 0.51-0.9м/сут., что соответствует реальному процессу разработки, наблюдается рост остаточной нефтенасыщенности от 28-30% при Кн.=58-62% до 40-42% при Кн.=85-90%.

Используя полученную зависимость и определяя Кн. по ГИС (согласно ОСТу39-195-86) для любого пластопересечения и горизонте ЮК10-11, вычисляется величина Кно и определяется коэффициент вытеснения. При определении кондиционных параметров отдельных участков залежей средние значение коэффициента вытеснения определяются как средне взвешенные по мощности исследованных пластов:

Квыт.*hi

Квыт.= ______________

* hi
Если принять, что для основной массы пород пластов ЮК10-ЮК11 начальная нефтенасыщенность выше ВНК колеблется в пределах 80-87%, то диапазон применения коэффициента вытеснения составит 0.51-0.53

Изучение связей остаточной нефтенасыщенности с параметрами характеризующими фильтрационно-емкостные свойства пород (проницаемостью, пористостью, остаточной водонасыщеностью, и др.), показало, что между параметрами недостаточно тесные связи которые не могут быть использованы для практических расчетов.

---

Таким образом, по экспериментальным данным полученным на образцах пород продуктивных пластов ЮК10 и ЮК11, установлены зависимости для оценки остаточной нефтенасыщенности, которые используются для целей проектирования разработки и оценки коэффициентов нефтеизвлечения.

---

Смотрите также файлы

• Задачи для 8 класса.doc

• Задача 40 K000197 Основная часть.docx

• Клкіге де ыжыл деген тасты артып, Тлкіге де жасаудамыз стазды.docx

• Инструкция по доступу прилагается к заданию в курсе.docx

• 1. Безударная гласная в корне.doc