Контрольная работа по Нефтегазовое дело на тему Геофизические методы контроля за разработкой нефти и газа

1. Методы определения остаточной нефтенасыщенности
Остаточная нефтенасыщенность пород в заводненной части пласта находится обычно по данным промыслово-геофизическйх исследований в специальных скважинах, пробуренных между начальным и текущим контурами нефтеносности для контроля за нефтеотдачей. С этой целью используются, кроме того, и другие скважины, вскрывшие заводненный пласт (например, при бурении на нижележащие горизонты), а также вторые стволы из обводнившихся скважин.  
Исследования механизма вытеснения нефти водой из пород-коллекторов показывают, что величину коэффициента вытеснения определяют структура порового пространства, размеры пор, удельная поверхность, вещественный состав и смачиваемость коллектора. Существенное влияние на характер вытеснения оказывает микронеоднородность структуры порового пространства. Цели и задачи Прогноз остаточной нефтенасыщенности продуктивных пластов по их коллекторским параметрам, оцененным по результатам геофизических исследований скважин. Методы Лабораторные исследования керна из продуктивных пластов, математическое моделирование. Результаты Представлены количественные соотношения между микронеоднородностью пустотного пространства и коллекторскими свойствами продуктивных пластов. Показано, что микронеоднородность в радиальном направлении, т.е. вдоль линий фильтрации флюида, определяется эффективной пористостью коллектора. Причем между радиальной неоднородностью и эффективной пористостью имеет место обратная связь 2, с. 106.
Для количественной оценки остаточной нефтенасыщенности пород, изучения текущих параметров пласта и флюида и сопоставления их с первоначальными параметрами, а также для определения эффективности форсированного отбора жидкости после выработки залежи была пробурена оценочная скв. HKnx) колонковым буром были отобраны образцы пород.
Коэффициент нефтеотдачи пласта по разности между начальной и остаточной нефтенасыщенностью пород обычно оценивается в отдельных скважинах. Начальная нефтенасыщенность пласта определяется до его заводнения по данным промыслово-геофизическйх исследований или по количеству связанной воды в кернах, отобранных из пласта при бурении скважин на битумных и инвертных растворах. Существуют данные о возможности остаточной нефтенасыщенности пород, слагающих продуктивные горизонты газовых и газоконденсатных месторождений. Поэтому интересно провести эксперименты по изучению связи остаточной нефтенасыщенности с эффективностью капиллярных процессов.
Обобщенные результаты исследований по определению характеристик фильтрации различными щелочными осадкообразующими системами при остаточной нефтенасыщенности пород показывают, что, несмотря на общую практическую неизменность остаточной нефтенасыщенности пород, закачивание осадкообразующих реагентов из щелочных соединений по сравнению с промысловой водой приводит к неоднозначному изменению фазовой проницаемости пород. Обобщенные результаты исследований по определению характеристик фильтрации различными щелочными осадкообразующими системами при остаточной нефтенасыщенности пород показывают, что, несмотря на общую практическую неизменность остаточной нефтенасыщенности пород, закачивание осадкообразующих реагентов из щелочных соединений по сравнению с промысловой водой приводит к неоднозначному изменению фазовой проницаемости пород 2, с. 108.
Во вторую категорию включены те факторы, значения которых резко различается между собой на двух указанных выше площадях V пласта и, следовательно, являются основными, характеризующие различную эффективность процесса. К таким факторам относятся остаточная нефтенасыщенность пород, тектонические особенности, а также влияние их на проницаемость н содержание погребенной воды. Необходимо отметить, что превалирование даже одного из этих факторов может сделать процесс искусственного воздействия неэффективным. Кроме того, значительную роль в эффективности проводимого процесса играет выбор рабочего агента.
Чем больше вязкость нефти, тем на большее расстояние от начального газо-нефтяного контакта распространяется процесс совместного движения нефти и газа с постепенным возрастанием содержания последнего в потоке. В конечной стадии при значительной остаточной нефтенасыщенности пород в пласте движется один газ. Как известно, эффективность любого метода воздействия на пласт зависит от многих факторов. При закачке ПАВ основными из них являются: остаточная нефтенасыщенность пород, степень неоднородности пластов, проницаемость коллектора, вязкость нефти и вытесняющего агента и др. Так как на месторождении Нефтяные Камни указанные параметры пластов изменяются в широких пределах, то следует ожидать, что и эффективность закачки ПАВ по степени и срокам будут столь же различны. Очевидно, некоторые результаты процесса скажутся немедленно.  Как известно [1, с. 18], с увеличением вязкости вытесняемой жидкости безводная нефтеотдача однородных пористых сред уменьшается. В дальнейшем по мере прокачки через пористую среду вытесняющего агента (в частности, воды) остаточная нефтенасыщенность пород постепенно уменьшается и достигает некоторого минимального значения, характерного для данных пород и для данной системы жидкостей. При этом вместе с нефтью по мере увеличения значения.
Включает характеристику коллекторских свойств пород-коллекторов по данным анализа образцов керна, материалам ГИС и данным гидродинамического исследования пластов и скважин. При этом определяются открытая пористость, проницаемость пород по воздуху и воде (пластовой и предлагаемой для заводнения), коэффициенты нефтенасыщенности, газонасыщенности, содержание связанной воды, остаточная нефтенасыщенность пород в газовых частях залежей. По данным лабораторных исследований образцов керна из продуктивных