Methoden und Technologien des Produktivitätsmanagements. Nun, Produktivitätsmanagement

EINFÜHRUNG Die wichtigsten hochproduktiven Ölfelder in Russland befinden sich in der Endphase der Erschließung mit hohem Wasseranteil und geringer Ölförderung. Die aktuelle Ölförderung wird durch die Erhöhung der Reserven während der geologischen Exploration nicht vollständig aufgefüllt, die Qualität der neu entdeckten Ölreserven nimmt ständig ab. In diesem Zusammenhang stellt sich immer mehr das Problem der Aufrechterhaltung und Steigerung der Produktivität von Produktionsbohrungen 10. 02. 2018 2

EINFÜHRUNG Intensität - ein Indikator für die Effizienz des Objekts für einen bestimmten Zeitraum. Bezogen auf die Ölförderung ist dies die Förderleistung einer Bohrung. Wird Intensivierung als Produktivitätssteigerung verstanden, so handelt es sich bei der Ölförderung um einen Prozess der Produktionsentwicklung, der auf der rationellen Nutzung technischer Ressourcen und den Errungenschaften des wissenschaftlichen und technologischen Fortschritts basiert. Das heißt, die Intensivierung der Ölförderung aus einer Produktionsbohrung ist eine Steigerung ihrer Produktivität durch geologische und technische Maßnahmen, Verbesserung der technischen Betriebsmittel, Optimierung der technologischen Betriebsweisen 10.02.2018 3

EINFÜHRUNG Die Produktivität von Ölquellen ist einer der Hauptindikatoren, die die Effizienz der Ölförderung in der Feldentwicklung bestimmen, insbesondere unter schwierigen geologischen und physikalischen Bedingungen. Zu den schwierigen geologischen und physikalischen Bedingungen für Ölfelder gehören meistens: geringe Durchlässigkeit produktiver Formationen; erhöhter Tongehalt des Reservoirs; gebrochen-poröse Struktur des Reservoirs; ein hohes Maß an Heterogenität der Produktionsschichten; hoher Wasserschnitt; hohe Viskosität von Lagerstättenflüssigkeiten (Öl); hohe Gassättigung von Öl. 10. 02. 2018 4

EINFÜHRUNG Die Verschlechterung der Filtrationseigenschaften einer produktiven Formation ist mit einer Abnahme der absoluten oder relativen (Phasen-)Permeabilität des Reservoirs verbunden. Die Gründe für die Abnahme der absoluten Permeabilität: Abnahme des Durchsatzes von Filtrationskanälen bei Verstopfung des Porenraums des Reservoirs, im Reservoir auftretende Verformungsprozesse bei Abnahme des Reservoirdrucks. Reduzierung der Phasendurchlässigkeit 10. 02. 2018 5

EINFÜHRUNG Einer der Hauptgründe für die Verschlechterung der Filtrationseigenschaften der Formation stellt die Abnahme des Lagerstättendrucks und des Drucks an den Sohlen der Förderbohrungen dar. Außerdem ist es während des Betriebs der Bohrungen notwendig, den Einfluss der thermodynamischen Bedingungen zu bewerten und geologische und physikalische Faktoren auf ihre Produktivität. Die Überwachung, Bewertung und Prognose der Produktivität von Produktionsbohrungen ist für die effektive Verwaltung dieses Indikators bei der Entwicklung von Ölfeldern erforderlich. 10. 02. 2018 6

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERRESERVOIRS UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHREN BESTIMMEN 1. 1. Ölreservoir, Lagerstätte, Lagerstätte Bei der Entstehung und Migration in den Eingeweiden der Erdkruste sammelt sich ÖL in natürlichen Lagerstätten an. Eine natürliche Lagerstätte ist eine Lagerstätte für Öl, Gas oder Wasser in Lagerstättengesteinen, die von schwer durchlässigen Gesteinen überlagert sind. Die Oberseite eines Reservoirs, in der sich Öl und Gas ansammeln, wird als Falle bezeichnet. Ein Öl- (Gas-, Wasser-)Sammler ist ein Gestein, das kommunizierende Hohlräume in Form von Poren, Rissen, Kavernen usw. aufweist, die mit Öl, Gas oder Wasser gefüllt (gesättigt) sind und diese freisetzen können, wenn ein Druckabfall entsteht. 10. 02. 2018 7

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Eine bedeutende Ansammlung von Öl (Gas), die für die industrielle Entwicklung geeignet ist, in einer Falle eines natürlichen Reservoirs wird als Lagerstätte bezeichnet. Eine Ansammlung von Öl- oder Gasvorkommen, die durch einen Bereich der Erdoberfläche verbunden sind, bildet ein Feld. Der Hauptteil von Ölfeldern ist auf Sedimentgesteine ​​beschränkt, die durch einen geschichteten (geschichteten) Aufbau gekennzeichnet sind. Eine Öllagerstätte kann einen Teil des Volumens einer oder mehrerer Lagerstätten einnehmen, in denen Gas, Öl und Wasser entsprechend ihrer Dichte verteilt sind. 10. 02. 2018 8

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Ein Ölreservoir umfasst eine Kohlenwasserstofflagerstätte und ein angrenzendes wassergesättigtes (Wasserdruck-)Gebiet. Eine ölhaltige Lagerstätte mit gelöstem Gas wird Öl genannt (Abb. 1.1). 10. 02. 2018 9

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Ein Ölvorkommen mit einer Gaskappe wird Gasöl genannt (Abb. 1.2). Wenn der Tankdeckel groß ist (das Volumen des Teils des Reservoirs mit einem Tankdeckel übersteigt das Volumen des mit Öl gesättigten Reservoirs), das Feld 10. 02. 2018 10

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Der ölgesättigte Teil der Formation wird in diesem Fall als Ölrand bezeichnet (Abb. 1.3). Die Oberfläche, entlang der Gasdeckel und Öl unter Lagerstättenbedingungen aneinandergrenzen, wird als Gas-Öl-Kontakt (GOC) bezeichnet, die Oberfläche der Abgrenzung von Öl und Wasser wird als Wasser-Öl-Kontakt (WOC) bezeichnet. Die Schnittlinie der Oberfläche des WOC (GOC) mit der Oberseite der produktiven Formation ist die äußere Kontur, mit der Unterseite der Formation - die innere Kontur des Öl- (Gas-) Inhalts. 10. 02. 2018 11

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON PRODUKTIONSFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON PRODUKTIONSBOHRUNGEN BESTIMMEN In einem unvollständigen Reservoir füllen Kohlenwasserstoffe das Reservoir nicht über seine gesamte Mächtigkeit (siehe Abb. 1.3). v. In Lagerstätten mit marginalem (Kontur-) Wasser grenzen Öl und Wasser an die Flügel des Reservoirs (siehe Abb. 1. 3), in Lagerstätten mit Grundwasser - über den gesamten Bereich der Lagerstätte (siehe Abb. 1. 1 und 1. 2). Ölvorkommen sind hauptsächlich auf drei Arten von Lagerstätten beschränkt – poröse (körnige), zerklüftete und gemischte Strukturen. 10. 02. 2018 12

I. DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMENDE FAKTOREN Porenreservoirs sind Ø aus sandig-schluffigen Erdgesteinen zusammengesetzt, Gesteine ​​Ø deren Porenraum aus intergranularen Hohlräumen besteht. Die gleiche Struktur des Porenraums ist typisch für Kalksteine ​​und Dolomite 10. 02. 2018 13

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN In rein geklüfteten Lagerstätten (hauptsächlich Karbonat) wird der Porenraum durch ein System von Kluften gebildet. Reservoirteile zwischen Brüchen sind dichte, wenig durchlässige, nicht gebrochene Gesteinsblöcke, deren Porenraum nicht an Filtrationsprozessen teilnimmt. In der Praxis sind eher Kluftlagerstätten gemischten Typs verbreitet, deren Porentypvolumen sowohl Kluftsysteme und den Porenraum von Blöcken als auch Kavernen und Karsthohlräume umfasst. 10. 02. 2018 14

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Karbonatformationen sind meistens ihrem Typ nach gebrochen-poröse Lagerstätten. Der Hauptteil des darin enthaltenen Öls ist in den Poren der Blöcke enthalten, die Flüssigkeit wird entlang der Risse übertragen. Sedimentgesteine ​​sind die Hauptreservoirs für Öl und Gas. Etwa 60 % der weltweiten Ölreserven sind auf terrigenes, 39 % auf Karbonatvorkommen und 1 % auf verwittertes metamorphes und magmatisches Gestein beschränkt. Aufgrund der unterschiedlichen Bedingungen für die Bildung von Sedimenten können die geologischen und physikalischen Eigenschaften produktiver Formationen am 10.02.2018 verschiedener Felder stark variieren 15

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN DER FÖRDERFORMATIONEN UND DIE BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN, werden als filtrationskapazitive Eigenschaften bezeichnet. Die Filtrations- und Lagerstätteneigenschaften von Öllagerstättengesteinen werden durch folgende Hauptindikatoren charakterisiert: Porosität, Permeabilität, Kapillareigenschaften, spezifische Oberfläche, Bruchbildung.

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Kapazitätseigenschaften von Gestein werden durch seine Porosität bestimmt. Porosität ist durch das Vorhandensein von Hohlräumen (Poren, Risse, Kavernen) im Gestein gekennzeichnet, die ein Reservoir für Flüssigkeiten (Wasser, Öl) und Gase sind. Es gibt allgemeine, offene und effektive Porosität. 10. 02. 2018 17

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Die Gesamtporosität (absolut, total) wird durch das Vorhandensein aller Hohlräume im Gestein bestimmt. Der Koeffizient der Gesamtporosität ist gleich dem Verhältnis des Volumens aller Hohlräume zum sichtbaren Volumen des Gesteins. Offene Porosität (Sättigungsporosität) ist gekennzeichnet durch das Volumen kommunizierender (offener) Hohlräume, in die Flüssigkeit oder Gas eindringen kann. Die effektive Porosität wird durch den Teil des Volumens der offenen Poren (Hohlräume) bestimmt, der an der Filtration teilnimmt (das Volumen der offenen Poren abzüglich des Volumens des darin enthaltenen gebundenen Wassers). 10. 02. 2018 18

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Die Filtrationseigenschaften von Gesteinen charakterisieren ihre Durchlässigkeit – die Fähigkeit, Flüssigkeiten oder Gase durch sich selbst zu leiten, wenn ein Druckabfall entsteht. Die Bewegung von Flüssigkeiten oder Gasen in einem porösen Medium nennt man Filtration. Je nach Größe der Quergröße werden die Porenkanäle (Filtrationskanäle) unterteilt in: Superkapillare - mit einem Durchmesser von mehr als 0,5 mm; Kapillare - von 0,5 bis 0,0002 mm; subkapillar - weniger als 0,0002 mm. 10. 02. 2018 19

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN In superkapillaren Kanälen bewegt sich Flüssigkeit frei unter der Wirkung der Schwerkraft; in den Kapillarkanälen ist die Bewegung von Flüssigkeit schwierig (es ist notwendig, die Wirkung von Kapillarkräften zu überwinden), das Gas bewegt sich ziemlich leicht; In subkapillaren Kanälen bewegt sich Flüssigkeit nicht unter Druckabfällen, die während der Feldentwicklung erzeugt werden. Beim Ölbetrieb 10. 02. 2018 20

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Um die Durchlässigkeit von ölhaltigen Gesteinen zu charakterisieren, gibt es die absolute, Phasen- (effektive) und relative Durchlässigkeit. 10.02.2018 21

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Absolute Permeabilität ist die Permeabilität eines porösen Mediums, wenn sich nur eine Phase (Gas oder homogene Flüssigkeit) darin ohne andere Phasen bewegt. Effektive (Phasen-)Durchlässigkeit ist die Durchlässigkeit des Gesteins für eine der Flüssigkeiten oder für ein Gas, während sich gleichzeitig zwei oder mehr Phasen im Porenraum befinden. Die relative Permeabilität eines porösen Mediums ist definiert als das Verhältnis der Phase 10. 02. 2018 22

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Zu den durchlässigen Gesteinen gehören Ø Sand, Ø Sandstein, Ø Kalkstein. Zu undurchlässig oder schlecht durchlässig - Ø Ton, Ø Schiefer, Ø Sandsteine ​​mit Tonzementierung usw. Eine der wichtigen Eigenschaften von Gesteinen ist ihre Zerklüftung, die durch Ø Dichte, Ø Rohdichte und Ø Rissöffnung gekennzeichnet ist. 10. 02. 2018 23

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Die Dichte ist das Verhältnis der Anzahl der Brüche Δn, die die Normale ihrer Ebenen schneiden, zur Länge dieser Normalen Δl: Gт = Δn/Δl. (1) Schüttdichte δt charakterisiert die Rissdichte an jedem Punkt der Formation: δt = ΔS/ΔVf, (2) wobei ΔS die Hälfte der Oberfläche aller Risse in einem elementaren Gesteinsvolumen ΔVf ist, m– 1. Das Volumen der Risse in einem elementaren Gesteinsvolumen ΔVt = ΔS ∙ bt, (3) 10. 02. 2018 24

I. FAKTOREN, DIE GEOLOGISCHE UND PHYSIKALISCHE EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Bruchporositätskoeffizient mt Verhältnis von Bruchvolumen zu Gesteinsvolumen. Unter Berücksichtigung der Formeln (2) und (3) gilt mt = bt ∙ δt. (4) Durchlässigkeit von geklüftetem Gestein (ohne Durchlässigkeit von durchbrochenen Blöcken), µm 2, wenn Risse senkrecht zur Filterfläche verlaufen, kt = 85.000 ∙ 2∙ bt ∙ mt, (5) wobei bt die Rissöffnung ist, mm; mf ist die Bruchporosität, Bruchteile einer Einheit. 10.02.2018 25

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN 1. 3. Lagerstättenheterogenität Die geologische Lagerstättenheterogenität ist die Variabilität der lithologischen und physikalischen Eigenschaften von Gesteinen über das Gebiet und den Abschnitt. Kohlenwasserstofflagerstätten sind hauptsächlich mehrschichtig, eine einzelne Produktionsanlage enthält mehrere Schichten und Zwischenschichten, die nach Gebiet korreliert sind, daher wird die geologische Heterogenität entlang des Abschnitts und entlang des Gebiets untersucht. Dieser Ansatz ermöglicht es Ø, die Variabilität von Parameterwerten nach Volumen zu charakterisieren, die die Verteilung von Öl- und Gasvorkommen im Untergrund und deren 10. 02. 2018 26 beeinflussen

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERSPEICHERN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHREN BESTIMMEN Abhängig von den Zielen und Zielen der Studie, dem Stadium der Exploration des Feldes, werden verschiedene Methoden weithin zur Bestimmung der geologischen Heterogenität der Lagerstätten verwendet, die mit einem gewissen Maß an Konventionalität in drei Gruppen zusammengefasst werden können: a) geologische und geophysikalische, b) Labor und experimentelle, c) Feld und hydrodynamische. 10. 02. 2018 27

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHREN BESTIMMEN Interpretation von geophysikalischen Felduntersuchungen von Bohrlöchern. Mit Hilfe dieser Methoden ist eine detaillierte Untersuchung des Abschnitts der Lagerstätte, der Aufteilung des Abschnitts der Lagerstätte, der Korrelation von Bohrlochabschnitten unter Berücksichtigung der lithologischen und petrographischen Merkmale, desgleichen unter Berücksichtigung der paläontologischen 10 02. 2018 28

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON PRODUKTIONSBECKEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON PRODUKTIONSBOHREN BESTIMMEN Das Endergebnis geologischer und geophysikalischer Methoden sind geologische Profile und lithologische Karten, die die Merkmale der Struktur von Produktionsschichten entlang des Abschnitts und des Gebiets darstellen und aufdecken Beziehungen zwischen einzelnen Parametern der Schichten. 10. 02. 2018 29

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON PRODUKTIONSFORMEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON PRODUKTIONSBOHRUNGEN BESTIMMEN Eine detaillierte Vorstellung von den physikalischen Eigenschaften von Gesteinen wird durch Untersuchung des Kerns mit Labormethoden erhalten. In Laboruntersuchungen werden Porosität, Permeabilität, granulometrische Zusammensetzung, Karbonatgehalt, Wassersättigung bestimmt. Bevor jedoch die Werte der Reservoirparameter auf das gesamte Volumen der Lagerstätte oder auf einen Teil davon verteilt werden, müssen die untersuchten Kernproben sorgfältig für die Auswahl im Produktionsabschnitt 10.02.2018 30 verknüpft werden

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN, Hydrodynamische Feldmethoden sind Methoden, die es ermöglichen, Daten zu erhalten, die die hydrodynamischen Eigenschaften von Formationen charakterisieren. Hydrodynamische Studien zielen darauf ab, die Reservoireigenschaften des Reservoirs, die hydrodynamischen Eigenschaften des Reservoirs und die physikalischen Eigenschaften des Fluids, das das Reservoir sättigt, zu untersuchen. Hydrodynamische Studien bestimmen die Koeffizienten der hydraulischen Leitfähigkeit, Piezoleitfähigkeit, Permeabilität, 10. 02. 2018 31

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN DER FÖRDERFORMATIONEN UND DIE BETRIEBSBEDINGUNGEN DER FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Bereich, und bewerten Sie die Ölsättigung von Gesteinen. Die Heterogenität von Lagerstätten kann anhand von Indikatoren bewertet werden, die die Merkmale der geologischen Struktur von Lagerstätten charakterisieren. 10. 02. 2018 32

, I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Die Heterogenität von Schichten kann anhand von Indikatoren bewertet werden, die die Merkmale der geologischen Struktur von Lagerstätten charakterisieren. Zu diesen Indikatoren gehören vor allem die Dissektionskoeffizienten und der Sandgehalt. Der Kompartimentierungskoeffizient Кр wird für das Reservoir als Ganzes bestimmt und wird berechnet, indem die Summe der Sandzwischenschichten für alle Brunnen durch die Gesamtzahl der Brunnen, die das Reservoir durchdrungen haben, dividiert wird: die Anzahl der Brunnen, die das Reservoir (6) durchdrungen haben, wobei n 1, n 2 , . . . , nm die Anzahl der Reservoirschichten in jeder Vertiefung ist; N ist die Gesamtzahl der Bohrlöcher, die das Reservoir durchdrungen haben. 10. 02. 2018 33

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Das Netto-Brutto-Verhältnis Kp ist das Verhältnis der effektiven Dicke heff zur gesamten Formationsdicke htot, die im Abschnitt eines bestimmten Bohrlochs verfolgt wird: Bohrloch ( 7) Für die Lagerstätte als Ganzes ist das Netto-zu-Brutto-Verhältnis gleich dem Verhältnis der gesamten effektiven Formationsdicke in allen Bohrlöchern zur gesamten Gesamtformationsdicke in diesen Bohrlöchern. Für Ölvorkommen in der Region Perm Kama variieren die Kompartimentierungskoeffizienten und das Netto-Brutto-Verhältnis von 1,38 bis 14,8 bzw. von 0,18 bis 0,87. (In der Praxis erfahren Sie diese 10. 02. 2018 34

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN 1. 4. Zusammensetzung und Eigenschaften von Formationsflüssigkeiten Formationsflüssigkeiten, die produktive Formationen sättigen, umfassen Öl, Gas und Wasser. Öl ist ein komplexes Gemisch organischer Verbindungen, hauptsächlich Kohlenwasserstoffe und deren Derivate. Die physikalischen und chemischen Eigenschaften von Ölen aus verschiedenen Bereichen und sogar verschiedenen Schichten desselben Bereichs sind sehr unterschiedlich. Je nach Konsistenz werden Öle unterschieden Ø leicht flüssig, Ø hochviskos (fast nicht flüssig) oder unter normalen Bedingungen erstarrend. Die Farbe der Öle variiert von grünlich-braun bis schwarz. 10. 02. 2018 35

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Es gibt elementare, fraktionierte und Gruppenzusammensetzungen von Öl. Elementzusammensetzung. Die Hauptelemente in der Zusammensetzung von Öl sind Kohlenstoff und Wasserstoff. Im Durchschnitt enthält Öl 86 % Kohlenstoff und 13 % Wasserstoff. Andere Elemente (Sauerstoff, Stickstoff, Schwefel usw.) im Öl sind unbedeutend. Sie können jedoch die physikalisch-chemischen 10. 02. 2018 36 erheblich beeinflussen

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHREN BESTIMMEN Zusammensetzung der Gruppe. Unter der Gruppenzusammensetzung von Öl versteht man das Mengenverhältnis einzelner darin enthaltener Kohlenwasserstoffgruppen. 1. Paraffinkohlenwasserstoffe (Alkane) sind gesättigte (gesättigte) Kohlenwasserstoffe mit der allgemeinen Formel Cn. H2n+2. Der Gehalt im Öl beträgt 30–70 %. Es gibt Alkane mit normaler (n-Alkane) und Isostruktur (Isoalkane). Öl enthält gasförmige Alkane С 2–С 4 (in Form von gelöstem Gas), flüssige Alkane С 5–С 16 (der Großteil der flüssigen Ölfraktionen), feste Alkane С 17–С 53, die in 10.02.2018 37 enthalten sind

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN 2. Naphthenische Kohlenwasserstoffe (Cycloalkane) sind gesättigte alicyclische Kohlenwasserstoffe mit der allgemeinen Formel Cn. H2n, Cn. H 2 n– 2 (bicyclisch) oder Cn. H 2 n– 4 (tricyclisch). Das Öl enthält hauptsächlich fünf- und sechsgliedrige Naphthene. Der Gehalt im Öl beträgt 25–75%. Der Gehalt an Naphthenen steigt mit zunehmendem Molekulargewicht des Öls. 3. Aromatische Kohlenwasserstoffe sind Verbindungen, deren Moleküle zyklische polykonjugierte Systeme enthalten. Dazu gehören Benzol und seine Homologen, Toluol, Phenanthren usw. Der Gehalt im Öl beträgt 10–15 %. 10. 02. 2018 38

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN, Schwefel, Metalle. Dazu gehören: Harze, Asphaltene, Mercaptane, Sulfide, Disulfide, Thiophene, Porphyrine, Phenole, Naphthensäuren. Die überwiegende Mehrheit der heteroatomaren Verbindungen ist in den Fraktionen mit dem höchsten Molekulargewicht enthalten 10. 02. 2018 39

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Die fraktionelle Zusammensetzung des Öls spiegelt den Gehalt an Verbindungen wider, die in verschiedenen Temperaturbereichen verdampfen. Öle verdampfen in einem sehr weiten Temperaturbereich - 28–550 °C und darüber. Beim Erhitzen auf 40–180 °С verdampft Flugbenzin; 40–205 °С - Motorbenzin; 200–300 °С – Kerosin; 270–350 °С - Naphtha. Bei höheren Temperaturen verdampfen Ölanteile. Nach dem Gehalt an leichten Fraktionen, die bis 350 ° C sieden, werden Öle in Öle vom Typ T 1 (mehr als 45%) eingeteilt, 10.02.2018 40

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Die Dichte des Lagerstättenöls hängt von seiner Zusammensetzung, dem Druck, der Temperatur und der darin gelösten Gasmenge ab (Abb. 1.4). 10. 02. 2018 41

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Je geringer die Öldichte, desto höher die Ausbeute an leichten Fraktionen. Nicht alle Gase haben, wenn sie in Öl gelöst sind, die gleiche Wirkung auf seine Dichte. Mit zunehmendem Druck nimmt die Dichte von Öl deutlich ab, wenn es mit Kohlenwasserstoffgasen gesättigt ist.Kohlendioxid und Kohlenwasserstoffgase haben die höchste Löslichkeit in Öl, und Stickstoff hat eine geringere Löslichkeit. Beim Absenken des Drucks wird zunächst Stickstoff aus dem Öl freigesetzt, dann Kohlenwasserstoffgase (zuerst trocken, dann fettig) und Kohlendioxid. 10.02.2018 42

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Der Druck, bei dem Gas beginnt, aus Öl freigesetzt zu werden, wird als Sättigungsdruck (Psat) bezeichnet. Der Sättigungsdruck hängt vom Verhältnis der Volumina von Öl und gelöstem Gas in der Lagerstätte, ihrer Zusammensetzung und der Lagerstättentemperatur ab. Unter natürlichen Bedingungen kann der Sättigungsdruck gleich oder kleiner als der Lagerstättendruck sein: Im ersten Fall ist das Öl vollständig mit Gas gesättigt, im zweiten Fall ist es mit Gas untersättigt. Der Unterschied zwischen Sättigungsdruck und Reservoirdruck am 10. Februar 2018 kann von Zehntel bis Zehntel von 43 variieren

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Ölproben, die aus verschiedenen Teilen der Lagerstätte entnommen wurden, können durch unterschiedliche Sättigungsdrücke gekennzeichnet sein. Dies ist auf die Veränderung der Eigenschaften von Öl und Gas innerhalb des Gebiets zurückzuführen, mit dem Einfluss auf die Art der Gasfreisetzung aus Öl der Eigenschaften des Gesteins, der Eigenschaften des Gesteins mit dem Einfluss der Menge und Eigenschaften des gebundenen Wasser und andere Faktoren. Wasser Im Lagerstättenöl gelöster Stickstoff erhöht den Sättigungsdruck. 10. 02. 2018 44

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN 10. 02. 2018 45

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Viskosität – die Fähigkeit einer Flüssigkeit oder eines Gases, der Bewegung einiger Materieschichten relativ zu anderen zu widerstehen. Die dynamische Viskosität wird durch das Newtonsche Gesetz bestimmt: (8) wobei A die Kontaktfläche von sich bewegenden Flüssigkeitsschichten (Gas) ist, m 2; F die Kraft ist, die erforderlich ist, um den Geschwindigkeitsunterschied dv zwischen den Schichten H aufrechtzuerhalten; dy ist der Abstand zwischen sich bewegenden Flüssigkeitsschichten (Gas), m; - Koeffizient der dynamischen Viskosität (Koeffizient 10.02.2018 46

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN 1. 5, 1. 6) . Die Viskosität von Öl unter Lagerstättenbedingungen verschiedener Felder variiert von Hunderten von m. Pa·s bis zu zehntel m. Pa·s. Unter Lagerstättenbedingungen kann die Viskosität des Öls zehnmal geringer sein als die Viskosität des abgeschiedenen Öls. 10. 02. 2018 47

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Neben der dynamischen Viskosität wird für Berechnungen die kinematische Viskosität verwendet – die Eigenschaft einer Flüssigkeit, der Bewegung eines Teils der Flüssigkeit relativ zu einem anderen Widerstand entgegenzusetzen (9) unter Berücksichtigung der Schwerkraft: Wo ist der Koeffizient der kinematischen Viskosität, m 2 /s; - Öldichte, kg/m 3. 10. 02. 2018 48

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Öl hat wie alle Flüssigkeiten Elastizität, d. h. die Fähigkeit, sein Volumen unter dem Einfluss von äußerem Druck zu ändern. Die Volumenabnahme wird durch den Kompressibilitätskoeffizienten (oder Volumenelastizität) charakterisiert: (10) wobei V das von Öl eingenommene Volumen bei Druck P, m 3 ist; V ist die Änderung des Ölvolumens bei einer Druckänderung um den Wert P, m 3. Der Kompressibilitätskoeffizient hängt ab von: Druck, Temperatur, Ölzusammensetzung, Menge an gelöstem Gas. Öle, die kein gelöstes Gas enthalten, haben einen relativ niedrigen Kompressibilitätsfaktor von 0,4 - 0,7 GPa-1, und Leichtöle mit einem erheblichen Gehalt an gelöstem Gas haben einen erhöhten Kompressibilitätsfaktor (bis zu 14 GPa-1). 10.02.2018 49

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Lagerstättenbedingungen und nach Gasabscheidung an der Oberfläche: Oberfläche (11) wobei V Lagerstätte das Ölvolumen unter Lagerstättenbedingungen, m 3; Vdeg - das Ölvolumen bei atmosphärischem Druck und einer Temperatur von 20 ° C nach dem Entgasen, m 3. Anhand des Volumenkoeffizienten kann man die Ölschrumpfung U bestimmen, d. H. Die Abnahme des Formationsölvolumens bei der Extraktion an die Oberfläche, üblicherweise bezeichnet mit dem Buchstaben U (12) 10. 02. 2018 50

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Erdölgase bestehen aus einem Gemisch gasförmiger Kohlenwasserstoffe, überwiegend der Paraffinreihe (Methan, Ethan, Propan, Butan), Stickstoff, Helium, Argon, Kohlendioxid , Schwefelwasserstoff. Der Gehalt an Stickstoff, Schwefelwasserstoff und Kohlendioxid kann mehrere zehn Prozent erreichen. Kohlenwasserstoffgase liegen in der Lagerstätte je nach Zusammensetzung, Druck, Temperatur in verschiedenen Aggregatzuständen vor: Ø gasförmig, Ø flüssig, Ø in Form von Gas-Flüssigkeits-Gemischen. 10. 02. 2018 51

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Wenn es in einer Öllagerstätte keine Gaskappe gibt, bedeutet dies, dass alles Gas im Öl gelöst ist. Wenn der Druck während der Entwicklung des Feldes abnimmt, wird dieses Gas (Erdölbegleitgas) aus dem Öl freigesetzt. Dichte des Gasgemisches: (13) wobei der molare Volumenanteil ist; Dichte - i-te Komponente, kg / m 3; Relative Dichte von Gas in Luft (14) Für normale Bedingungen Luft 1,293 kg/m 3; für Standardbedingungen Luft 1, 205 kg/m 3. 10. 02. 2018 52

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Ideale Gasgemische sind durch die Additivität von Partialdrücken und Partialvolumina gekennzeichnet. Bei idealen Gasen ist der Druck der Mischung gleich der Summe der Partialdrücke der Komponenten (Daltonsches Gesetz (16)): wobei Р der Druck der Gasmischung ist, Pa; pi ist der Partialdruck der i-ten Komponente in der Mischung, Pa; 10. 02. 2018 53

I. FAKTOREN, DIE GEOLOGISCHE UND PHYSIKALISCHE EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN In diesem Fall (17) Die Additivität von Teilvolumina von Gasgemischkomponenten wird durch das Amagsche Gesetz ausgedrückt: (18) Amag oder (19) Wobei V – Volumen von Gasgemisch, m 3; Vi ist das Volumen der i-ten Komponente in der Mischung, s. Den analytischen Zusammenhang zwischen Druck, Temperatur und Volumen eines Gases nennt man Zustandsgleichung Der Zustand eines idealen Gases unter Normalbedingungen wird durch die Mendelejew-Gleichung charakterisiert. Clapeyron PV = GRT wobei P der absolute Druck, Pa ist; V - Volumen, m 3; G ist die Stoffmenge, mol; R - 02.10.2018 universelle Gaskonstante, Pa∙m 3 / mol∙deg; (20) 54

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Für ideales Gas (21) Reale Gase gehorchen nicht den Gesetzen des idealen Gases, und der Kompressibilitätsfaktor z charakterisiert den Grad der Abweichung realer Gase von den Mendelejew-Clapeyron-Gesetz. Die Abweichung hängt mit der Wechselwirkung von Gasmolekülen zusammen, die ein gewisses Eigenvolumen haben. In praktischen Berechnungen kann z 1 bei atmosphärischem Druck genommen werden. Mit zunehmendem Druck und steigender Temperatur weicht der Wert des Superkompressibilitätskoeffizienten zunehmend von 1 ab. Der Wert von z hängt von Gaszusammensetzung, Druck, Temperatur am 10.02.2018 (deren kritischer und reduzierter Wert) ab und kann bestimmt werden 55

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Kritischer Druck ist der Druck eines Stoffes (oder eines Stoffgemisches) in seinem kritischen Zustand. Bei einem Druck unterhalb des kritischen kann das System in zwei Gleichgewichtsphasen zerfallen – Flüssigkeit und Dampf. Bei kritischem Druck geht der physikalische Unterschied zwischen Flüssigkeit und Dampf verloren, der Stoff geht in einen einphasigen Zustand über. Daher kann der kritische Druck als der begrenzende (höchste) Druck von gesättigtem Dampf unter Bedingungen der Koexistenz von flüssiger Phase und Dampf definiert werden. Kritische Temperatur ist die Temperatur eines Stoffes in seinem kritischen Zustand. Die kritische Temperatur ist für einzelne Stoffe definiert als die Temperatur, bei der die Unterschiede in den physikalischen Eigenschaften zwischen Flüssigkeit und Dampf, 10.02.2018 56

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Bei kritischen Temperaturen werden die Dichten von gesättigtem Dampf und Flüssigkeit gleich, die Grenze zwischen ihnen verschwindet und die Verdampfungswärme wird 0. Kenntnis der Kompressibilität Faktor kann man das Gasvolumen in Lagerstättenbedingungen finden: (22) wobei Bezeichnungen mit dem Index "pl" sich auf Lagerstättenbedingungen und mit dem Index "0" auf Standard (Oberfläche) beziehen. 10. 02. 2018 57

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Der Gasvolumenfaktor wird verwendet, wenn das Gasvolumen unter Standardbedingungen auf Lagerstättenbedingungen und umgekehrt umgerechnet wird (z. B. bei der Berechnung von Reserven): (23 ) Die dynamische Viskosität von Gas hängt von der durchschnittlichen Lauflänge und der durchschnittlichen Geschwindigkeit der Moleküle ab: (24) Die dynamische Viskosität von Erdgas unter Standardbedingungen ist gering und überschreitet 0,01 - 0,02 mPa∙s nicht. Sie nimmt mit steigender Temperatur zu (mit steigender Temperatur nehmen die Durchschnittsgeschwindigkeit und die Länge des Molekülwegs zu), jedoch beginnt die Viskosität bei einem Druck von mehr als 3 MPa mit steigender Temperatur abzunehmen. 58

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON PRODUKTIONSFORMEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON PRODUKTIONSBOHRUNGEN BESTIMMEN Die Viskosität des Gases hängt praktisch nicht vom Druck ab (die Abnahme der Geschwindigkeit und Länge des Molekülwegs mit zunehmendem Druck wird durch eine Erhöhung kompensiert in der Dichte). Löslichkeit von Gasen in Öl und Wasser. Aus Menge Löslichkeit von Gasen in Öl und Wasser. Alle wichtigen Eigenschaften hängen von dem im Lagerstättenöl gelösten Gas ab: Viskosität, Kompressibilität, Wärmeausdehnung, Dichte usw. Die Verteilung der Erdölgasbestandteile zwischen flüssiger und gasförmiger Phase wird durch die Gesetze der Lösungsvorgänge bestimmt. 10. 02. 2018 59

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Der Auflösungsprozess für ein ideales Gas bei niedrigen Drücken und Temperaturen wird durch das Henry-Gesetz (25) beschrieben, wobei VG das Volumen von Flüssigkeit - Lösungsmittel, m ist 3; - Koeffizient der Gaslöslichkeit, Pa-1; VЖ - die bei einer bestimmten Temperatur gelöste Gasmenge, m 3; P ist der Gasdruck über der Flüssigkeitsoberfläche, Pa. Der Gaslöslichkeitskoeffizient gibt an, wie viel Gas in einer Volumeneinheit Flüssigkeit bei einem bestimmten Druck gelöst ist: (26) 10.02.2018 60

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Der Löslichkeitskoeffizient hängt von der Art des Gases und der Flüssigkeit, dem Druck und der Temperatur ab. Die Natur von Wasser und Kohlenwasserstoffen ist unterschiedlich, daher ist die Kohlenwasserstoffkomponente von Erdölgas in Wasser weniger löslich als in Öl. Nicht-Kohlenwasserstoffverbindungen des Erdölgases (CO, CO 2, H 2 S, N 2) lösen sich besser in Wasser. Beispielsweise ist das Formationswasser des Cenoman-Horizonts stark karbonatisiert (bis zu 5 m 3 CO 2 pro 1 Tonne Wasser). Mit steigendem Druck nimmt die Löslichkeit des Gases zu und mit steigender Temperatur ab. Die Löslichkeit des Gases hängt auch vom Mineralisierungsgrad des Wassers ab. 10. 02. 2018 61

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERBECKEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHREN BESTIMMEN Wenn sich Gas durch ein Reservoir bewegt, wird der sogenannte Drosseleffekt beobachtet – eine Abnahme des Gasströmungsdrucks, wenn es sich durch Verengungen in Kanälen bewegt. Gleichzeitig wird auch eine Temperaturänderung beobachtet. Die Intensität der Temperaturänderung T bei einer Druckänderung P wird durch die Joule-Thomson-Gleichung charakterisiert: (27) wobei t der Joule-Thomson-Koeffizient (abhängig von der Art des Gases, Drucks, der Temperatur) K/Pa ist. 10. 02. 2018 62

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON PRODUKTIONSLAGERN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON PRODUKTIONSBOHREN BESTIMMEN Die Zusammensetzung des Lagerstättenwassers ist vielfältig und hängt von der Art der ausgebeuteten Öllagerstätte, den physikalischen und chemischen Eigenschaften von Öl und Gas ab. In Formationswässern ist immer eine gewisse Menge an Salzen gelöst, hauptsächlich Chloride (bis zu 80-90 %) des Gesamtsalzgehalts. Arten von Formationswasser: Boden (Wasser, das die Poren des Reservoirs unter der Lagerstätte füllt); marginal (Wasser füllt die Poren um das Reservoir herum); intermediär (zwischen Schichten); Rest (Wasser im ölgesättigten oder gasgesättigten Teil des Reservoirs, übriggeblieben bei der Bildung des Reservoirs). 10.02.2018 63

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Formationswasser ist oft ein Mittel, das Öl aus der Formation verdrängt, und seine Eigenschaften beeinflussen die verdrängte Ölmenge. Die wichtigsten physikalischen Eigenschaften von Formationsflüssigkeiten sind Dichte und Viskosität. Die Viskosität der gefilterten Flüssigkeit hat einen direkten Einfluss auf die Bohrlochproduktivität. 10. 02. 2018 64

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Das Auftreten von Wasser bei der Förderung von Ölquellen kann zur Bildung von Wasser-Öl-Emulsionen führen. Wasserkügelchen in Öl werden durch die darin enthaltenen oberflächenaktiven Verbindungen und mechanischen Verunreinigungen (Tonpartikel, Sand, Stahlkorrosionsprodukte, Eisensulfid) schnell stabilisiert und anschließend zusätzlich dispergiert. Die resultierenden Wasser-Öl-Emulsionen zeichnen sich durch eine hohe Viskosität aus. Die stabilsten Emulsionen werden gebildet, wenn der Produktwasseranteil 35 - 75 % beträgt. Ölfluten kann unter bestimmten Bedingungen zu einer verstärkten Bildung von Asphalten-Harz-Paraffin-Ablagerungen (ARPD) führen. 10. 02. 2018 65

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN 1. 5. Thermodynamische Bedingungen Alle Kohlenwasserstofflagerstätten verfügen über eine mehr oder weniger große Reserve an verschiedenen Energiearten, die zum Fördern von Öl und Gas nach unten genutzt werden können von Brunnen. Das Potenzial von Lagerstätten hängt maßgeblich von der Höhe des anfänglichen Formationsdrucks und der Dynamik seiner Änderung während der Entwicklung der Lagerstätte ab. Anfänglicher (statischer) Behälterdruck Рpl. initial - dies ist der Druck im Reservoir unter natürlichen Bedingungen, d.h. vor der Entnahme von Flüssigkeiten oder Gas daraus. Der Wert des anfänglichen Reservoirdrucks in der Lagerstätte und außerhalb davon Ø wird durch die Eigenschaften des natürlichen wassergetriebenen Systems bestimmt, an das die Lagerstätte gebunden ist, und Ø durch die Lage der Lagerstätte in diesem System. 10. 02. 2018 66

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Natürliche Wasserdrucksysteme werden in Infiltrations- und Elisionssysteme unterteilt, die sich in Formationsbedingungen, Ø Merkmalen von Filtrationsprozessen und Ø Druckwerten unterscheiden. Kohlenwasserstofflagerstätten, die mit wasserbetriebenen Systemen dieser Art verbunden sind, können bei gleicher Tiefe produktiver Formationen unterschiedliche Werte des anfänglichen Formationsdrucks aufweisen. Abhängig vom Übereinstimmungsgrad des anfänglichen Formationsdrucks in der Tiefe des Auftretens von Lagerstätten werden zwei Gruppen von Kohlenwasserstofflagerstätten unterschieden: Lagerstätten mit einem anfänglichen Formationsdruck, der dem hydrostatischen Druck entspricht; entspricht dem hydrostatischen Druck des Reservoirs mit dem anfänglichen Reservoirdruck, 10. 02. 2018 67

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN In der geologischen und Feldpraxis ist es üblich, Lagerstätten des ersten Typs Lagerstätten mit normalem Reservoirdruck, Lagerstätten des zweiten Typs mit abnormalem Lagerstättendruck zu nennen . Eine solche Unterteilung ist bedingt, da jeder Wert des anfänglichen Formationsdrucks mit den geologischen Merkmalen des Gebiets zusammenhängt und für die betrachteten geologischen Bedingungen normal ist. In einem Aquifer wird der anfängliche Formationsdruck als gleich dem hydrostatischen Druck angesehen, wenn die entsprechende piezometrische Höhe an jedem Punkt ungefähr der Tiefe der Formation entspricht. Der fast hydrostatische Reservoirdruck ist typisch für Infiltrationswasserdrucksysteme und darauf begrenzte Ablagerungen. Innerhalb der Grenzen von Öl- und Gasvorkommen überschreiten die Werte des anfänglichen Lagerstättendrucks den Wert dieses Indikators im Grundwasserleiter bei gleichen absoluten Höhen der Lagerstätten. 10.02.2018 68

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Die Differenz zwischen Reservoir- und hydrostatischem Druck an einer absoluten Marke des Reservoirs wird allgemein als Reservoir-Überdruck Pizb bezeichnet. Bei Versickerungsanlagen geht der vertikale Lagerstättendruckgradient für Öl- und Gasvorkommen auch unter Berücksichtigung des Überdrucks in der Regel nicht über 0,008 0,013 MPa/m hinaus. Die Obergrenze ist typisch für Gasvorkommen großer Höhe. Erhöhter Formationsdruck in den Sedimentkämmen von Sickerwasserdruckanlagen darf nicht mit überhydrostatischem Druck verwechselt werden. 10. 02. 2018 69

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Grenzen der Lagerstätte. Bei einem vertikalen Gradienten von mehr als 0,013 MPa/m gilt der Formationsdruck als superhydrostatisch (SHPP), bei einem Gradienten von weniger als 0,008 MPa/m - weniger als hydrostatisch. Im ersten Fall liegt ein ultrahoher (SVPD), im zweiten Fall ein ultraniedriger (LPP) Vorratsdruck vor. Das Vorhandensein von SGPD in Stauseen lässt sich durch die Tatsache erklären, dass das Reservoir zu einem bestimmten Zeitpunkt der geologischen Geschichte aufgrund des Überschusses seiner Zuflussrate gegenüber der Abflussrate eine erhöhte Flüssigkeitsmenge erhält. 10. 02. 2018 70

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN In solchen Systemen wird Druck erzeugt, indem Wasser aus Reservoirschichten während ihrer Verdichtung unter dem Einfluss von hydrostatischem Druck, geodynamischen Prozessen als Ergebnis von Zementierung herausgepresst wird B. von Gesteinen, Wärmeausdehnung von Wasser usw. In einem Elisionssystem ist der Neubildungsbereich der am weitesten untergetauchte Teil des Reservoirs, von dem sich Wasser in Richtung des Anstiegs der Formation zu den Entladungsbereichen bewegt. Auf dieses Wasser wird ein Teil des geostatischen Drucks übertragen, sodass der Lagerstättendruck im wassergesättigten Teil der Lagerstätte, angrenzend an die Kohlenwasserstofflagerstätte, gegenüber dem normalen hydrostatischen Druck ansteigt. Mit zunehmender Dichte des Wasserdrucksystems und der darin eingepressten Wassermenge steigen die Werte der AGPD. Dies ist besonders typisch für Formationen, die in großen Tiefen zwischen dicken Tongesteinsschichten, in Zwischensalzen und Untersalzen auftreten 10. 02. 2018 71

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN In Elisionswasserdrucksystemen wird der Druck in hypsometrisch hohen Teilen von Öl- und Gasvorkommen sowie in Infiltrationssystemen aufgrund überschüssiger Lagerstätten leicht erhöht Der Reservoirdruck ist geringer als hydrostatisch (mit einem vertikalen Gradienten von weniger als 0,008 MPa/m), ist selten. Das Vorhandensein von Unterdrücken in Lagerstätten lässt sich damit erklären, dass in einem bestimmten Stadium der Erdgeschichte Bedingungen geschaffen wurden, die zu einem Mangel an Formationswasser in der Lagerstätte führten, beispielsweise mit einer mit Auswaschung oder Rekristallisation verbundenen Porositätszunahme von Felsen. Das Wasservolumen, das den Hohlraum sättigt, kann auch aufgrund einer Abnahme der Temperatur der Reservoirs 10. 02. 2018 72 abnehmen

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHREN BESTIMMEN Lagerstättenparameter während ihres Betriebs, Niveaus und Dynamik der jährlichen Öl- und Gasförderung. Der Wert des Formationsdruckwerts des Reservoirs muss bei der Beurteilung der Werte der Porosität und Permeabilität von Reservoirs in ihrem natürlichen Vorkommen aus dem Kern berücksichtigt werden.

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON PRODUKTIONSLAGERN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON PRODUKTIONSBOHREN BESTIMMEN Die Kenntnis des Werts des anfänglichen Lagerstättendrucks der Lagerstätte und aller darüber liegenden Lagerstättenschichten ist notwendig, um die Bohrtechnologie und das Bohrlochdesign zu rechtfertigen, d. h. Ausbrüche, Erdrutsche, steckengebliebene Rohre, wodurch der Perfektionsgrad der Reservoirdurchdringung erhöht wird, ohne die Produktivität des Reservoirs im Vergleich zu seinen natürlichen Eigenschaften zu verringern. Die Übereinstimmung des Reservoirdrucks mit dem hydrostatischen Druck kann als Indikator für den Einschluss der Lagerstätte in das Infiltrationswasserdrucksystem dienen. Unter diesen Bedingungen ist zu erwarten, dass der Lagerstättendruck während der Lagerstättenentwicklung relativ langsam abnimmt. Bei der Erstellung des ersten Projektdokuments für die Entwicklung 10. 02. 2018 74

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Daten zur Formationstemperatur sind erforderlich, wenn die Eigenschaften von Formationsflüssigkeiten (Öl, Gas und Wasser) untersucht und das Formationsregime und die Dynamik der Grundwasserbewegung bestimmt werden Lösung verschiedener technischer Probleme im Zusammenhang mit Brunnenstopfen, Perforation usw. Die Temperaturmessung in verrohrten oder unverrohrten Brunnen erfolgt mit einem Maximum-Thermometer oder einem Elektrothermometer. 10. 02. 2018 75

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN DER FÖRDERFORMATIONEN UND DIE BETRIEBSBEDINGUNGEN DER FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Vor der Messung muss der Brunnen 20-25 Tage ruhen, um das durch Bohrungen oder Betrieb gestörte natürliche Temperaturregime wiederherzustellen. Während des Bohrens wird die Temperatur meist in Brunnen gemessen, die aus technischen Gründen vorübergehend stillgelegt sind. In Produktionsbohrungen ist die Temperaturmessung nur für das Tiefenintervall der produktiven (Produktions-) Formation zuverlässig. Um in anderen Intervallen verlässliche Temperaturdaten zu erhalten, muss die Bohrung am 10. Februar 2018 für längere Zeit stillgelegt werden. 76

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHREN BESTIMMEN Zu diesem Zweck werden stillgelegte oder vorübergehend eingemottete Förderbohrlöcher verwendet. Bei Messungen in Brunnen ist die mögliche Abnahme der natürlichen Temperatur durch Gaserscheinungen (Drosselwirkung) zu berücksichtigen. Temperaturmessdaten werden verwendet, um die geothermische Stufe und den geothermischen Gradienten zu bestimmen. Geothermische Stufe - die Entfernung in Metern beim Vertiefen, um die die Temperatur der Felsen auf natürliche Weise um 1 ° C ansteigt, wird durch die Formel bestimmt: (28) 10. 02. 2018 77

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN DER FÖRDERFORMATIONEN UND DIE BETRIEBSBEDINGUNGEN DER FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN, wobei G das geothermische Stadium in m/°С ist; H ist die Tiefe der Temperaturmessstelle, m; h ist die Tiefe der Schicht bei konstanter Temperatur, m; T ist die Temperatur in Tiefe H, °C; t ist die konstante Temperatur in der Tiefe h, °C. Für eine genauere Charakterisierung der geothermischen Phase sind Temperaturmessungen im gesamten Bohrloch erforderlich. Diese Daten ermöglichen es, den Wert der geothermischen Stufe in verschiedenen Intervallen des Abschnitts zu berechnen sowie den geothermischen Gradienten zu bestimmen, d. h. die Temperaturerhöhung in °C bei einer Tiefe von (29) alle 100 m. 10. 02. 2018 78

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN In Zonen mit schwierigem Wasseraustausch hängt der Wert der geothermischen Stufe im Aquifer von seiner hypsometrischen Position ab. In Gebieten mit geringer Wasserbewegung, bei praktisch fehlendem Wasseraustausch, beträgt die geothermische Stufe 10. 02. 2018 79

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Gemäß der Karte der Geoisothermen beurteilt man die Dämpfung des unterirdischen Flusses aufgrund der Verschlechterung der Durchlässigkeit von Sandsteinen, überwacht die Dynamik und Bewegungsrichtung des Grundwassers d.h. Antiklinalen sind Zonen mit erhöhter Temperatur und Mulden sind Zonen mit niedrigerer Temperatur. Für die oberen Schichten der Erdkruste (10 – 20 km) beträgt der Wert der geothermischen Stufe im Mittel 33 m/°C und 10.02.2018 80

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN In Öllagerstätten sind die Hauptkräfte, die die Schichten bewegen,: der Druck des Konturwassers, der unter der Wirkung seiner Masse auftritt; Massen von Konturwasserdruck, der durch die elastische Ausdehnung von Gestein und Wasser entsteht; Gasdruck im Tankdeckel; die Elastizität des aus dem am 81. 10. 02. 2018 gelösten Öl freigesetzten Gases; Gas

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Bei überwiegender Ausprägung einer der genannten Energiequellen werden die Regime von Erdölvorkommen jeweils unterschieden: 1. wassergetrieben; 2. elastischer Wasserdruck; 3. Gasdruck (Gaskappenmodus); 4. gelöstes Gas; 5. Schwerkraft. 10. 02. 2018 82

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN geologische und physikalische Eigenschaften der Lagerstätte (thermobare Bedingungen, Phasenzustand von Kohlenwasserstoffen und deren Eigenschaften); Vorkommensbedingungen und Eigenschaften von Speichergesteinen; der Grad der hydrodynamischen Anbindung der Lagerstätte seit 83 10.02.2018

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Die Lagerstättenbedingungen können einen erheblichen Einfluss auf die Lagerstättenbedingungen haben. Bei der Nutzung natürlicher Energie zur Entwicklung von Lagerstätten hängt vom Regime ab: die Intensität der Verringerung des Lagerstättendrucks; die Energiereserve der Lagerstätte in jeder Entwicklungsphase; das Verhalten der beweglichen Lagerstättengrenzen (GOC, GWC, WOC); Veränderung des Depotvolumens bei Auszahlung 10. 02. 2018 84

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN DER FÖRDERFORMEN UND DIE BETRIEBSBEDINGUNGEN DER FÖRDERBOHREN BESTIMMEN Der Vorrat an natürlicher Energie und die Formen ihrer Manifestation bestimmen die Effizienz der Entwicklung der Lagerstätte: die jährliche Förderrate von Öl (Gas); Dynamik anderer Entwicklungsindikatoren; der mögliche Grad der endgültigen Gewinnung von Reserven aus dem Untergrund. 10. 02. 2018 85

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Die Betriebsweise der Lagerstätte beeinflusst die Betriebsweise der Lagerstätte beeinflusst die Betriebsdauer von Bohrlöchern auf verschiedene Weise; Auswahl eines Feldentwicklungsschemas für ein Feld usw. Der Modus einer Lagerstätte während ihres Betriebs kann anhand der Kurven der Änderungen des Lagerstättendrucks und des Gasfaktors der gesamten Lagerstätte beurteilt werden. 10. 02. 2018 86

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN DER FÖRDERFORMATIONEN UND DIE BETRIEBSBEDINGUNGEN DER FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN 1. Im Wasserdruckregime ist die Hauptenergieart der Druck des Randwassers, das in das Reservoir eindringt und die Menge vollständig kompensiert Flüssigkeit aus dem Brunnen entnommen. Das Volumen des Ölvorkommens nimmt aufgrund des Anstiegs der OWC allmählich ab. Um die Produktion von assoziiertem Wasser aus der Formation zu reduzieren, wird in Bohrlöchern, die in der Nähe oder innerhalb des OWC gebohrt werden, der untere Teil der ölgesättigten Formation normalerweise nicht perforiert. 10. 02. 2018 87

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN 10. 02. 2018 88

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERBECKEN UND DIE BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHREN BESTIMMEN . Im wasserbetriebenen Modus wird ein hoher Ölrückgewinnungsfaktor erreicht - 0,6 0,7 Dies ist auf die Fähigkeit von Wasser (insbesondere mineralisiertem Formationswasser) zurückzuführen, Öl gut auszuwaschen und zu verdrängen 89

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN 10.02.2018 90

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN DER FÖRDERFORMATIONEN UND DIE BETRIEBSBEDINGUNGEN DER FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN 1. Die Flüssigkeitsentnahme wird nicht vollständig durch das Eindringen von Wasser in die Lagerstätte kompensiert ​​der wasserführende Teil des Stausees. 3. Hier findet die Ausdehnung des Gesteins- und Formationswassers statt. 4. Die Elastizitätskoeffizienten von Wasser und Gestein sind unbedeutend. Wenn jedoch der Bereich mit reduziertem Druck erheblich ist (um ein Vielfaches größer als die Größe des Reservoirs), erzeugen die elastischen Kräfte des Reservoirs eine erhebliche Energiereserve. 10. 02. 2018 91

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHREN BESTIMMEN elastische Kräfte der Lagerstätte selbst bzw. des Grundwasserleiters des Reservoirs, m 3; Vн, Vв - Volumen des ölführenden Teils des Reservoirs und des wasserführenden Teils, der an der Reduzierung des Reservoirdrucks beteiligt ist m 3; , - volumetrische Elastizität der Formation in den ölführenden und wasserführenden Teilen (wobei m der durchschnittliche Porositätskoeffizient ist, Pa-1; w, p, sind die volumetrischen Elastizitätskoeffizienten der Flüssigkeit und des Gesteins), Pa- 1. Der aufgrund der Elastizität des ölführenden Bereichs der Lagerstätte gewonnene Ölanteil ist gering, da das Volumen der Lagerstätte (meistens) geringer ist als das Volumen des Aquifers. 10. 02. 2018 92

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Der elastische Wasserdruckmodus zeigt sich normalerweise 1. in Ablagerungen von Infiltrationswasserdrucksystemen, 2. mit einer schwachen hydrodynamischen Verbindung mit dem Neubildungsgebiet (aufgrund zu großer Entfernung), 3. reduzierte Lagerstättendurchlässigkeit und erhöhte Ölviskosität; 4. in großen Lagerstätten mit erheblichen Flüssigkeitsentnahmen, die nicht vollständig durch in die Lagerstätte eindringendes Formationswasser kompensiert werden; 5. in Ablagerungen, die auf Elision-Wasserdrucksysteme beschränkt sind. 10. 02. 2018 93

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON PRODUKTIONSLAGERN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON PRODUKTIONSBOHREN BESTIMMEN Existenzbedingungen: großflächiges Vorkommen von Lagerstätten außerhalb der Lagerstätte; Überschuss des anfänglichen Reservoirdrucks über den Sättigungsdruck. Die Bedingungen sind schlechter als im wasserbetriebenen Modus. CIN - 0, 55. 10. 02. 2018 94

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN 3. Gasbetriebener Modus – Öl wird aus der Lagerstätte unter der Wirkung des in der Gaskappe enthaltenen Gasdrucks verdrängt. In diesem Fall sinkt während der Entwicklung der Lagerstätte der Reservoirdruck, die Gaskappe dehnt sich aus und der GOC bewegt sich nach unten. 10. 02. 2018 95

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Gas darin und bei hoher vertikaler Permeabilität der Formation füllt Gas teilweise die Gaskappe m.

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN DER FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN DER FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Ursachen für die Trennung des Lagerstätten- und Aquifergebiets: Ø eine starke Abnahme der Durchlässigkeit in der Randzone der Lagerstätte in der Nähe des OWC; Ø das Vorhandensein tektonischer Störungen, die die Lagerstätte begrenzen usw. Geologische Bedingungen, die zur Manifestation des Gasdruckregimes beitragen: das Vorhandensein einer großen Gaskappe mit ausreichender Energie, um Öl zu verdrängen; erhebliche Höhe des Ölanteils der Lagerstätte; lagert eine hohe Permeabilität der Formation vertikal ab; vertikale niedrige Viskosität des Lagerstättenöls (2 - 3 m. Pa s). 10. 02. 2018 97

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN DER FÖRDERFORMATIONEN UND DIE BETRIEBSBEDINGUNGEN DER FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Während der Erschließung der Lagerstätte wird aufgrund der Senkung des GOC das Volumen des Ölanteils der Lagerstätte verringert. Um vorzeitige Gasdurchbrüche in Ölquellen zu verhindern, wird der untere Teil der ölgesättigten Dicke in ihnen in einem bestimmten Abstand von der GOC perforiert. Bei der Entwicklung unter Gasdruckbedingungen nimmt der Lagerstättendruck ständig ab. Die Rate seines Rückgangs hängt von der Rate seines Rückgangs ab, hängt vom Verhältnis der Volumina der Gas- und Ölteile der Lagerstätte ab, 10. 02. 2018 98

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN DER FÖRDERFORMATIONEN UND DIE BETRIEBSBEDINGUNGEN DER FÖRDERBOHRUNGEN ORF im Gasdruckmodus 0, 4 BESTIMMEN. Dies erklärt sich durch die Instabilität der Verdrängungsfront (führende Gasbewegung durch die durchlässigsten Teile des Reservoir), die Bildung von Gaskegeln, verringerte Effizienz der Ölverdrängung durch Gas im Vergleich zu Wasser. 10.02.2018 99

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Der durchschnittliche GOR für die Lagerstätte in der Anfangsphase der Erschließung kann ungefähr konstant bleiben. Wenn der GOC gesenkt wird, tritt Gas aus der Gaskappe in die Bohrlöcher ein, Gas wird aus Öl freigesetzt, der Wert des Gasfaktors beginnt stark zu steigen und das Niveau der Ölförderung nimmt ab. Die Ölförderung erfolgt praktisch ohne anfallendes Wasser. In seiner reinen Form wird es in Krasnodar 10. 02. 2018 100 gefunden

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHREN BESTIMMEN, verdrängen Öl zu Bohrlöchern. Der Modus in seiner reinen Form manifestiert sich in Abwesenheit des Einflusses der Aquiferregion, mit nahen oder gleichen Werten des anfänglichen Reservoirdrucks und Sättigungsdrucks, mit einem erhöhten Gasgehalt von Reservoiröl, 10. 02. 2018 101

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN DER FÖRDERFORMATIONEN UND DIE BETRIEBSBEDINGUNGEN DER FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Während des Entwicklungsprozesses nimmt die Ölsättigung der Formation ab, das Volumen der Lagerstätte bleibt unverändert. Diesbezüglich wird bei Förderbohrungen die gesamte ölgesättigte Mächtigkeit der Formation perforiert. 10.02.2018 102

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Dynamik der Reservoirentwicklung im Regime des gelösten Gases: Der Reservoirdruck nimmt stetig und intensiv ab, die Differenz zwischen dem Sättigungsdruck und dem aktuellen Reservoirdruck nimmt mit der Zeit zu, die Gasfaktor ist zunächst konstant, steigt dann an und ist mehrfach höher als der Formationsgasgehalt, die Entgasung des Formationsöls führt zu einer deutlichen Erhöhung seiner Viskosität, im Laufe der Zeit nimmt durch die Entgasung des Formationsöls die GOR deutlich ab, über den gesamten Entwicklungszeitraum liegt der Mittelwert des Feldgasfaktors 4–5 mal höher als 103 10. 02 2018

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHREN BESTIMMEN Die Bildung schmaler Vertiefungskrater in der Nähe jedes Bohrlochs ist typisch. Die Platzierung der produzierenden Brunnen ist dichter als in den Regimen mit Ölverdrängung durch Wasser. Enderholungsfaktor 0,2 - 0,3 und bei geringem Gasgehalt - 0,15 10. 02. 2018 104

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN DER FÖRDERFORMATIONEN UND DIE BETRIEBSBEDINGUNGEN DER FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN 5. Schwerkraftmodus – Öl bewegt sich im Reservoir zu den Bohrlöchern unter dem Einfluss der Schwerkraft des Öls selbst. Es funktioniert, wenn die Lagerstätte keine anderen Energiequellen hat oder ihre Reserve erschöpft ist. Es manifestiert sich nach Beendigung des Regimes der gelösten Gase, d. h. nach der Ölentgasung und einem Abfall des Lagerstättendrucks. Obwohl es manchmal natürlich sein kann. Die Manifestation des Regimes wird durch eine erhebliche Höhe des ölgesättigten Teils des Reservoirs erleichtert, 10. 02. 2018 105

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN DER FÖRDERFORMATIONEN UND DIE BETRIEBSBEDINGUNGEN DER FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Die Fließgeschwindigkeit steigt mit einer Abnahme der hypsometrischen Markierungen der Intervalle der Formationsdurchdringung. Der obere Teil des Reservoirs wird allmählich mit aus Öl freigesetztem Gas gefüllt, das Volumen (des Ölteils) des Reservoirs nimmt ab und Öl wird mit einer sehr geringen Rate entnommen - bis zu 1% der förderbaren Reserven pro Jahr. Der Reservoirdruck in diesem Modus beträgt normalerweise Zehntel MPa, Gasgehalt - Einheiten von Kubikmetern pro 1 m3.

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN ZUSAMMENFASSUNG 1. Gegenwärtig werden natürliche Verfahren nur verwendet, wenn sie eine Ölausbeute von 40 % oder mehr bieten aktives elastisches Wasserantriebsregime. 2. Der elastische Wasserantriebsmodus in seiner reinen Form arbeitet normalerweise, wenn die ersten 5-10% der förderbaren Ölreserven gefördert werden. 3. Wenn der Lagerstättendruck unter den Sättigungsdruck fällt, wird der Modus mit gelöstem Gas von vorrangiger Bedeutung. 4. Unwirksame natürliche Regime werden normalerweise ganz am Anfang der Entwicklung in mehr als 10. 02. 2018 107 umgewandelt

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN 5. Die Art der Regelung muss in den frühen Stadien der Erstellung der ersten Unterlagen für die Erschließung festgelegt werden, um das Erschließungssystem ordnungsgemäß zu begründen, zu lösen die Frage der Notwendigkeit, das Reservoir zu beeinflussen, um die Stimulationsmethode auszuwählen. 6. Die Art des Regimes wird auf der Grundlage der Untersuchung der geologischen und hydrogeologischen Merkmale des gesamten Wasserdrucksystems und der geologischen und physikalischen Eigenschaften der Lagerstätte selbst bestimmt. 10.02.2018 108

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN System in Bezug auf das Versorgungsgebiet Faktoren, die die hydrodynamische Verbindung verschiedener Punkte des Systems bestimmen (Vorkommensbedingungen, Durchlässigkeit, Beschaffenheit 10.02.2018 109

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN DER FÖRDERFORMATIONEN UND DIE BETRIEBSBEDINGUNGEN DER FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN Für die untersuchte Lagerstätte ist es notwendig, Daten zu erhalten: Lagerstätteneigenschaften von Öl und Gas, über die thermobaren Bedingungen der Lagerstätte. 10.02.2018 110

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERFORMATIONEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHRUNGEN BESTIMMEN 7. Analoga zur Bestimmung der Art der Entwicklung einer Lagerstätte sind zuvor in Betrieb genommene Lagerstätten des gleichen Horizonts mit ähnlichen geologischen und physikalischen Eigenschaften. 8. Bei fehlenden oder unzureichenden indirekten Daten wird ein Teil der Lagerstätte in einen kurzfristigen Probebetrieb (Erkundungsbohrungen) überführt, bei dem gemessen und geregelt wird: Änderungen des Lagerstättendrucks in der Lagerstätte selbst und im Aquifer 111 10. 02. 2018, Verhalten des Gasfaktors, Wasserschnitt in Brunnen, Produktivität, Wechselwirkung des Reservoirs mit dem Randbereich und dessen Aktivität (Beobachtung des Drucks in Piezometrie).

I. FAKTOREN, DIE DIE GEOLOGISCHEN UND PHYSIKALISCHEN EIGENSCHAFTEN VON FÖRDERBECKEN UND BETRIEBSBEDINGUNGEN VON FÖRDERBOHREN BESTIMMEN Wenn sich piezometrische Bohrlöcher in unterschiedlichen Entfernungen von der Lagerstätte befinden, kann nicht nur die Tatsache dieser Wechselwirkung aufgedeckt werden, sondern auch die Art der allgemeinen Depression Trichter im Reservoir. Bleiproduktionsbohrungen für die Testproduktion werden gebohrt, um die erforderlichen Informationen in relativ kurzer Zeit zu erhalten, da diese Bohrungen in kurzer Zeit eine hohe Ölausbeute produzieren können. 10. 02. 2018 112

Während des Betriebs von Bohrlöchern nimmt ihre Produktivität aus einer Reihe von Gründen ab. Daher sind die Methoden des künstlichen Aufpralls auf die Bohrlochzone ein wirksames Mittel zur Steigerung der Effizienz der Ölgewinnung.

Unter den Methoden des Bohrlochproduktivitätsmanagements durch Beeinflussung der Bohrlochzone sind nicht alle gleich wirksam, aber jede von ihnen kann nur dann den maximalen positiven Effekt erzielen, wenn ein bestimmtes Bohrloch gut ausgewählt wird. Daher ist bei der Verwendung der einen oder anderen Methode des künstlichen Aufpralls auf die Bohrlochzone die Frage der Bohrlochauswahl von grundlegender Bedeutung. Gleichzeitig können selbst wirksame Behandlungen, die in einzelnen Bohrlöchern durchgeführt werden, keine signifikante positive Wirkung auf die gesamte Lagerstätte oder das gesamte Feld haben. Sowohl unter dem Gesichtspunkt der Intensivierung der Erschließung von Reserven als auch unter dem Gesichtspunkt der Erhöhung des endgültigen Ölförderfaktors.

Die Systemtechnologie beinhaltet im Wesentlichen die Intensivierung der Produktion von schlecht entwässerten Ölreserven aus heterogenen Lagerstätten und bestimmt auch die Prinzipien des maximalen Effekts, der beim Einsatz von Methoden zur Steigerung der Bohrlochproduktivität erzielt wird. Schwach entwässerte Reserven werden auch in Lagerstätten mit starker Filtrationsheterogenität gebildet, wenn Öl nur bei hohen Durchlässigkeitsunterschieden durch injiziertes Wasser ersetzt wird, was zu einer geringen Überflutung der Lagerstätte durch Flutung führt.

Die Lösung spezifischer Probleme der Beteiligung an der Erschließung schlecht entwässerter Lagerstätten und der Steigerung der Produktivität von Bohrlöchern basiert auf einer Vielzahl von Technologien zur Intensivierung der Lagerstättenerschließung.

In Bereichen der Lagerstätte, in deren Abschnitt hochdurchlässige wasserumspülte Zwischenschichten vorhanden sind, die eine geringe Überdeckung des Objekts durch Wasserflutung vorgeben, sind Arbeiten zur Begrenzung und Regulierung der Wasserzuflüsse durchzuführen.

Eine unabdingbare Bedingung für die Anlagentechnik bei solchen Arbeiten ist die gleichzeitige Beaufschlagung der randnahen Zonen von Injektions- und Produktionsbohrungen.

Vor der Bestimmung der Art der Einwirkung muss die Lagerstätte oder ein Teil davon in charakteristische Bereiche eingeteilt werden. Gleichzeitig ist es möglich, in der Anfangsphase der Entwicklung des Standorts Arbeiten zur Steigerung der Produktivität von Brunnen und anschließend bei Überschwemmungen Maßnahmen zur Regulierung (Begrenzung) des Wasserzuflusses durchzuführen.

Zu beachten ist, dass bei der Identifizierung eines Lagerstättengebietes mit stark ausgeprägter zonaler und schichtweiser Heterogenität zunächst die Sohlenzonen derjenigen Bohrungen künstlich beaufschlagt werden, die die Hauptströmungsrichtungen der Filtration bilden ermöglicht es Ihnen, diese Richtungen rechtzeitig zu ändern, um nicht entwässerte Zonen in die Bebauung einzubeziehen und damit die Abdeckung des Objekts durch Wasserflutung zu erhöhen. Bei der Durchführung solcher Arbeiten ist es möglich, sowohl eine Technologie als auch einen Komplex verschiedener Technologien einzusetzen.

Eine der wesentlichen Voraussetzungen für den Einsatz der Systemtechnik ist die Einhaltung einer annähernd gleichen Menge an Ein- und Ausspeichermenge, d.h. alle Maßnahmen zur Intensivierung des Ölzuflusses sollten von Maßnahmen zur Erhöhung der Injektivität von Injektionsbohrungen begleitet werden.

Die Grundprinzipien der Systemtechnik sind wie folgt:

• 1. Das Prinzip der gleichzeitigen Behandlung von Bohrlochsohlenzonen von Injektions- und Produktionsbohrungen innerhalb des ausgewählten Gebiets.
• 2. Das Prinzip der Massenverarbeitung des CCD-Bereichs.
• 3. Das Prinzip der CCD-Verarbeitungsperiodizität.
• 4. Das Prinzip der abgestuften Behandlung von Bodenlochzonen von Bohrlöchern, die heterogene Lagerstätten geöffnet haben.
• 5. Das Prinzip der Programmierbarkeit der Änderung der Richtung der Filtrationsströme im Reservoir aufgrund der Auswahl von Brunnen für die Behandlung gemäß einem zuvor festgelegten Programm.
• 6. Der Grundsatz der Angemessenheit der Brunnenbehandlung an spezifische geologische und physikalische Bedingungen, Reservoir- und Filtrationseigenschaften des Systems in der Brunnenzone und im gesamten Gebiet.

Daher ist die Frage der Auswahl von Bohrlöchern für die Behandlung von Sohlenzonen eine der wichtigsten.

Ministerium für Bildung und Wissenschaft der Russischen Föderation
Zweig des Landeshaushalts Bildung
Einrichtungen der höheren Berufsbildung
"Udmurt State University" in der Stadt Votkinsk

Prüfung
In der Disziplin „Management von Brunnenproduktivität u
Intensivierung der Ölförderung“

Ausgefüllt von: Student der Gruppe З-Вт-131000-42(k)
Lonshakov Pavel Sergeevich

Geprüft von: Kandidat der Technischen Wissenschaften, außerordentlicher Professor Borkhovich S.Yu.

Wotkinsk 2016

Auswahl von Kandidatenbohrungen für die Behandlung von Sohlenzonen.

Der Hauptgrund für die geringe Produktivität von Bohrlöchern ist neben der geringen natürlichen Permeabilität des Reservoirs und der Perforation von schlechter Qualität eine Abnahme der Permeabilität der Formationszone am Boden des Bohrlochs.
Die bodennahe Zone des Reservoirs ist der Bereich des Reservoirs um das Bohrloch herum, der den stärksten Auswirkungen verschiedener Prozesse ausgesetzt ist, die den Bau des Bohrlochs und seiner späteren Umgebung begleiten und das anfängliche mechanische und physikalische Gleichgewicht verletzen -chemischer Zustand des Reservoirs.
Das Bohren selbst führt zu einer Veränderung der Verteilung der Eigenspannungen im umgebenden Gestein. Eine Abnahme der Bohrlochproduktivität während des Bohrens tritt auch als Folge des Eindringens der Lösung oder ihres Filtrats in die Formationszone des Bohrlochs auf. Wenn das Filtrat mit salzhaltigem Formationswasser in Wechselwirkung tritt, können sich unlösliche Salze bilden und ausfallen, Tonzement quellen und stabile Emulsionen verstopfen und die Phasendurchlässigkeit von Bohrlöchern verringern. Aufgrund der Verwendung von Perforatoren mit geringer Leistung kann es auch zu Perforationen von schlechter Qualität kommen, insbesondere in tiefen Bohrlöchern, wo die Ladungsexplosionsemulsion durch die Energie hoher hydrostatischer Drücke absorbiert wird.
Während des Bohrbetriebs tritt eine Abnahme der Permeabilität der Bodenlochbildungszone auf, begleitet von einer Verletzung des thermobaren Gleichgewichts im Reservoirsystem und der Freisetzung von freiem Gas, Paraffin und asphaltharzigen Substanzen aus dem Öl, die den Dampfraum verstopfen das Reservoir.
Als Folge des Eindringens von Arbeitsflüssigkeiten während verschiedener Reparaturarbeiten in Bohrlöchern wird auch eine intensive Kontamination der Bohrlochbildungszone festgestellt. Die Injektivität von Injektionsbohrungen verschlechtert sich aufgrund der Verstopfung des Porenraums durch Ölprodukte, die im injizierten Wasser enthalten sind. Infolge des Eindringens solcher Prozesse steigt der Widerstand der Flüssigkeits- und Gasfiltration, die Bohrlochdurchflussraten nehmen ab, und es besteht die Notwendigkeit einer künstlichen Stimulierung der Bohrlochbildungszone, um die Bohrlochproduktivität zu erhöhen und ihre hydrodynamische Verbindung mit dem Bohrloch zu verbessern Formation.
In Bohrlöchern mit einer kontaminierten Bohrlochzone wird ein Rückgang der Flüssigkeitsproduktion beobachtet, während die gleichen Betriebsbedingungen beibehalten werden, niedrigere Durchflussraten im Vergleich zu nahe gelegenen Bohrlöchern dieses Feldes. Die Identifizierung solcher Brunnen erfolgt auf der Grundlage von Felddaten oder als Ergebnis einer Berechnung. Die Berechnungsmethode ist wie folgt: Der Radius des Brunnenentwässerungsbereichs wird geschätzt und die Flüssigkeitsströmungsrate wird unter Verwendung der Dupuis-Formel berechnet; ist die errechnete Fließgeschwindigkeit deutlich höher als die tatsächliche, so ist von einer Verunreinigung der Bohrlochsohle auszugehen. Darüber hinaus kann die Verschlechterung der Lagerstätteneigenschaften in der Sohlenzone anhand der Ergebnisse hydrodynamischer Studien identifiziert werden.
Die Wirksamkeit der Anwendung der einen oder anderen Methode zur Beeinflussung des Entwicklungsobjekts wird durch die geologischen Eigenschaften der Lagerstätte, die Eigenschaften der Lagerstättenflüssigkeiten und den Entwicklungszustand charakterisierende Parameter bestimmt. Die Auswahl von Bohrlöchern für BHT nach den durchschnittlichen Eigenschaften des Feldes ist nicht immer erfolgreich, insbesondere bei produktiven Karbonatlagerstätten, die durch schichtweise und zonale Heterogenität der Lagerstätten sowohl in der Struktur als auch in den Eigenschaften gekennzeichnet sind.
Zu den wichtigsten geologischen Kriterien, die den Erfolg der BHT-Anwendung bestimmen, gehören die folgenden:
a. Kollektortyp (gebrochen, gebrochen-porös oder porös), der die Komponentenzusammensetzung für Abdichtungszusammensetzungen bestimmt (z. B. für ...

Da im CDNG Öl gefördert wird, beziehen sich die Aktivitäten vor allem auf die Arbeit mit Produktionsbohrungen. Optimierung des Betriebs von Produktionsbohrungen mit einer Verringerung des Bohrlochdrucks, d. h. eine Änderung des Layouts der Bohrlochausrüstung, um eine höhere Durchflussrate zu gewährleisten.

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Vortrag 1

Thema: Interpretation der Ergebnisse hydrodynamischer Untersuchungen von Bohrlöchern für Managemententscheidungen.

Einführung

ManagementmethodenDies sind alle Arten von technologischen Auswirkungen auf Einrichtungen, die nicht mit Änderungen im Entwicklungssystem zusammenhängen und darauf abzielen, die Effizienz der Feldentwicklung zu verbessern.

Das Management der Entwicklung von Öl- und Gasfeldern ist notwendig, um die Einhaltung der geplanten und tatsächlichen Entwicklungsindikatoren sicherzustellen. Entwicklungsmanagement wird oft als „Entwicklungsmanagement“ bezeichnet, d.h. Es ist notwendig, die geplanten Produktionsmengen den tatsächlichen näher zu bringen. In der Produktionswerkstatt gibt es 2 Hauptwerkstätten für die Öl- und Gasförderung (CDNG) und die Reservoirdruckhaltung (RPM). Da im CDNG Öl gefördert wird, beziehen sich die Aktivitäten vor allem auf die Arbeit mit Produktionsbohrungen.

1. Optimierung des Betriebs von Produktionsbohrungen mit einer Verringerung des Bohrlochdrucks, d.h. Ändern des Layouts der Bohrlochausrüstung, um eine höhere Durchflussrate bereitzustellen.
2. Steigerung der Produktivität von Bohrlöchern (Säurebehandlung von Bohrlöchern, hydraulische Fracking, Sidetracking).

Klassifizierung von Managementmethoden

1) Steigerung der Bohrlochproduktivität aufgrund von verkleinern Bodenlochdruck.

2) Einfluss auf die Sohlenzone von Bohrlöchern (Produktivitätsmanagement), um den Zufluss zu intensivieren (Injektivität) – hydraulische Frakturierung, Sidetracking, Säurebehandlungen usw.

3) Abschaltung von Hochwasser-Schnittbrunnen.

1. Erhöhen Bohrlochdruck von Injektionsbohrungen;
2. Bohren zusätzlicher Produktionsbohrungen (innerhalb des Reservefonds) oder Rückführung von Bohrungen aus anderen Horizonten.
3. Übertragung der Spritzfront.
4. Verwendung von Punktfluten.
5. Anwendung von Isolierarbeiten.
6. Ausrichtung des Zufluss- oder Injektivitätsprofils;
7. Anwendung neuer Methoden zur verbesserten Ölrückgewinnung.

OPTIMIERUNG DES BOHRENBETRIEBES Steigerung der Produktivität durch Verringerung des Bohrlochdrucks.

Auswahl von Bohrlöchern zur Optimierung ihres Betriebs mit niedrigem Wasseranteil, hohem Produktivitätsfaktor und Druckminderungsreserve im Bohrloch.

Bei der Optimierung des Bohrlochbetriebs ist es notwendig, die Erhöhung der Produktionsrate bei einer Verringerung des Bohrlochdrucks zu bewerten.

Arbeitet die Bohrlochoptimierung mit einem bestimmten Fluiddurchfluss bei entsprechendem Bohrlochdruck, ist es falsch anzunehmen, dass bei einem Absinken des Bohrlochdrucks seine Produktivität sicherlich erhalten bleibt und die Steigerung der Produktionsrate durch den Produktivitätswert in bestimmt werden kann der Basisfall.

Bei der Senkung des Bohrlochdrucks sind die in der Lagerstätte (vor allem in den bohrlochnahen Zonen) ablaufenden physikalischen Prozesse wie Deformation, Gassättigungswachstum etc. zu berücksichtigen.

Daher ist es notwendig, Zuflussmodelle unter Berücksichtigung von Abweichungen vom linearen Darcy-Gesetz zu untermauern, dessen Parameter während hydrodynamischer Studien von Brunnen (HPT) bestimmt werden.

1. Mischtschenko I.T. Brunnenölproduktion.
2. Bravichev, Bravicheva Paliy. Kapitel 9

Alle analytischen Modelle des Zuflusses (in Form spezifischer Formeln) enthalten Parameter, die das Reservoir und die physikalischen Eigenschaften des Systems charakterisieren. Diese Eigenschaften werden im Mittel über das gesamte Ablaufvolumen bestimmt: Permeabilitätsäquivalent im Ablaufvolumen, Piezo- und Wasserleitfähigkeit. Daher können die Zuflussformeln verwendet werden, um die Produktionskapazitäten von Bohrlöchern zu bewerten, wenn die Betriebsmethode mit der Ausrüstungslayoutoption begründet wird.

Bei der Verwaltung der Entwicklung eines heterogenen Reservoirs spiegelt die Bewertung äquivalenter Parameter nicht das tatsächliche Bild der Filtrationsströme wider. Daher erfolgt bei heterogenen Entwässerungsvolumina die Interpretation der Bohrlochtestergebnisse, wenn sie mit hydrodynamischen Modellierungssoftwareprodukten reproduziert werden.

Lineare Zuflussmodelle zur Bewertung der Förderfähigkeit von Bohrlöchern in einem homogenen Reservoir (in Optimierung).

1. Bewertung der Förderfähigkeit von Bohrlöchern mit Abnahme des Bohrlochdrucks (im Fall einer linearen Indikatorlinie).

Für die Radialfiltration nach Darcys Gesetz gibt es die Dupuis-Formel.

(1)

wobei der Proportionalitätskoeffizient zwischen Durchflussrate und Absenkung als Brunnenproduktivitätsfaktor bezeichnet wird,

k die Durchlässigkeit des „Reservoir-Fluid“-Systems, bestimmt während geophysikalischer Untersuchungen des Kernmaterials unter anfänglichen Reservoirbedingungen (anfänglicher Reservoirdruck und Reservoirwassersättigung, gleich S-Str.). R zum Einflussradius des Brunnens (in Ermangelung von Daten der halbe Abstand zwischen den Brunnen).

2. Es ist notwendig, den tatsächlichen Produktivitätsindex des Bohrlochs zu schätzen. Dies ist in der Regel darauf zurückzuführen, dass bei Anregung einer Lagerstätte durch eine Bohrung primär technogene Prozesse (auch bei geringen Absenkungen) ablaufen, die zur Entstehung zusätzlicher Filtrationswiderstände führen.

Primär technogene Prozesse, die in bohrlochnahen Zonen auftreten:

1. Eindringen von Tötungsflüssigkeit und Spülflüssigkeit während der unterirdischen Aufarbeitung und Bohrlocherschließung;
2. Eindringen von mechanischen Verunreinigungen und Korrosionsprodukten von Metallen während des Tötens oder Spülens von Bohrlöchern;
3. Gesteinsverformung am unteren Loch während des Bohrens;

Außerdem sind die meisten Bohrlöcher in Bezug auf den Grad und die Art der Öffnung der produktiven Formation unvollkommen, sodass der Zufluss durch Perforationen und nicht entlang der gesamten seitlichen Oberfläche des Bohrlochs erfolgt.

Im Verlauf primärtechnologischer Prozesse treten zusätzliche Filtrationswiderstände auf, die zu einer Verringerung der Strömungsgeschwindigkeit führen. Weil Diese Widerstände hängen von sehr vielen Faktoren ab, eine analytische Bewertung ist nicht möglich. Sie werden durch die Einführung des Parameters berücksichtigt S , der Hautfaktor genannt wird. S wird auf der Grundlage der Ergebnisse hydrodynamischer Untersuchungen von Bohrlöchern nach der Methode der sukzessiven Änderungen der stationären Auswahl bestimmt.

(2)

(3)

Wenn der tatsächliche Produktivitätsfaktor hoch genug ist und eine geringfügige Verringerung des Bohrlochdrucks zu einer signifikanten Steigerung der Bohrlochproduktion führen kann, ist das Absenken des Bohrlochdrucks als Entwicklungsmanagementmethode gerechtfertigt.

Zum Beispiel, wenn der tatsächliche Produktivitätsfaktor 15 m beträgt 3 /(Tag·MPa), dann sinkt der Bohrlochdruck sogar um 5 atm. führt zu einer Erhöhung der Durchflussmenge um bis zu 7,5 m 3 Tage

Der Bohrlochdruck kann reduziert werden, indem die Modi und Standardgrößen der Bohrlochausrüstung im Grundlayout geändert werden. Dazu müssen Sie die Methoden zur Auswahl der Layoutoption für die wichtigsten Operationsmethoden kennen. Das ist eine der Aufgaben, die wir in den Workshops behandeln werden.

Wenn der tatsächliche Produktivitätsfaktor niedrig ist, ist diese Managementmethode nicht effektiv.

Zum Beispiel, wenn der tatsächliche Produktivitätsfaktor 2 m beträgt 3 /(Tag·MPa), dann die Abnahme des Bohrlochdrucks um 5 atm. führt zu einer Strömungszunahme von nur 1 m 3 Tage

In diesem Fall ist es notwendig, das zweite Steuerverfahren sowie die Produktivitätssteuerung zu verwenden.

1. Wahl der Bohrlochproduktivitätskontrollmethode.

2. Bewertung technologischer Kriterien – Erhöhung der Produktionsrate usw.

Die Lösung dieses Problems erfolgt mit hydrodynamischer Modellierung des Entwicklungsprozesses.

Wenn beispielsweise Ablenkung als Kontrollmethode verwendet wird, sollten hydrodynamische Berechnungen darauf abzielen, die Parameter der angegebenen Technologie (Länge des horizontalen Bohrlochs, Profil usw.) zu rechtfertigen.

Für 1 Position ist es notwendig, die Größe der Sohlenzone des Bohrlochs zu bestimmen.

Wenn beispielsweise die Sohlenzone des Bohrlochs 10 m oder mehr beträgt, kann die Säurebehandlung unwirksam sein. Dies geschieht in Karbonatspeichern, die Schlamm, Entwicklungsflüssigkeiten und Fell aufnehmen. Verunreinigungen usw.

3. Zusätzliche Filtrationswiderstände entstehen durch die Formation in der Nähe des Bohrlochs, der sogenannten Bottomhole-Zone. Die Sohlenzone hat Entwurfsparameter k CCD und R CCD (Abb. 2)

(4)

Die Formel wird auf der Grundlage der Kontinuität des Filterflusses abgeleitet: Der Zufluss zur Sohlenzone muss gleich dem Zufluss zur Sohle sein.

Natürlich besteht eine Beziehung zwischen dem Skin-Faktor und den berechneten Parametern der Sohlenzone

(5)

In der Praxis wird die Größe der Sohlenzone des Brunnens oft vernachlässigt und die Durchflussmenge nach Formel (6) berechnet.

(6)

In diesem Fall wird ein überschätzter Wert der Permeabilität der Bohrlochsohlenzone erhalten. Bei der Verarbeitung der Ergebnisse hydrodynamischer Studien für eine Vielzahl von Feldern in der Ural-Wolga-Region und in Westsibirien wurde ein Anpassungskoeffizient erhalten, der eine angemessenere Bewertung dieses Parameters ermöglicht. Anpassungskoeffizient, d.h. es gibt optimistische und pessimistische Prognosen.

Verfahren zum Abschätzen der Parameter der Sohlenzone eines Bohrlochs gemäß Bohrlochtest.

1. Der tatsächliche Produktivitätsfaktor des Brunnens wird mit den Methoden der mathematischen Experimentaltheorie (Methode der kleinsten Quadrate) bestimmt.

2. Ein überschätzter Wert der Permeabilität der Bohrlochsohle wird geschätzt (Formular 6).

3. Mit Hilfe des Anpassungskoeffizienten wird die Durchlässigkeit der Sohlenzone angegeben.

4. Der Radius der Sohlenzone des Bohrlochs wird berechnet (Formular 4).

5. Der Skin-Faktor und der reduzierte Radius der Vertiefung werden berechnet.

Beispiel. Der Wert des Brunnenproduktivitätskoeffizienten sei gleich 2 m 3 /(Tag MPa). Die für Berechnungen erforderlichen Anfangsdaten lauten wie folgt: Permeabilität der entfernten Zone (außerhalb des CCD) - 100 10-15 m2 ; der Radius der Brunneneinspeisungskontur beträgt 150 m; Brunnenradius 0,1 m; abgestreifte produktive Mächtigkeit 10 m; volumetrischer Koeffizient und dynamische Viskosität der Flüssigkeit sind jeweils gleich 1 und 5 10-3 Pas

Die Reservoirdurchlässigkeit, bestimmt anhand des Produktivitätsfaktors, beträgt 13,47 10-15 m2 , unter Berücksichtigung der Notwendigkeit, den angegebenen Wert für den CCD zu unterschätzen - k-CCD kann von 9,62 reichen 10 -15 bis 11.225  10 -15 . Der Radius der Bohrlochzone, bestimmt durch Formel (4), reicht von 14,83 bis 37,97 m.

Daher kann eher eine Ablenkung als eine Säurebehandlung als Managementmethode vorgeschlagen werden.

Im nächsten Schritt werden multivariante hydrodynamische Berechnungen (Seminare) durchgeführt.

5. Für leichte DepressionenBohrlochparameter und Hautfaktor sind Parameter des LINEAR-Zuflussmodells. Diese Parameter werden mit den Methoden der mathematischen Experimentaltheorie (in diesem Fall der Methode der kleinsten Quadrate) bestimmt.

Die Methode der kleinsten Quadrate ist wie folgt.

1. Eine Variationsreihe von Werten des untersuchten Parameters wird basierend auf den Ergebnissen geologischer und geophysikalischer Studien und Felderfahrungen erstellt.

2. Das Kriterium wird berechnet F für jeden Wert des untersuchten Parameters:

Wenn die geschätzte Anzahl von Parameterwerten m , dann wird das Kriterium berechnet m mal.

Der gewünschte Parameter entspricht dem kleinsten berechneten Wert des Kriteriums F.

• Der Schätzwert der Durchflussrate kann aus der Zuflussformel für einen bestimmten Wert des gewünschten Parameters erhalten werden. So, . Basierend auf diesen berechneten Werten wird die F1.
• Der errechnete Wert der Fließgeschwindigkeit kann mit Hilfe eines hydrodynamischen Modells des Abflussvolumens unter Verwendung von Softwareprodukten erhalten werden. Dabei werden Brunnentests mit den angegebenen Softwareprodukten nachgebildet.

Derzeit wird bei der Interpretation von Brunnentests die äquivalente Permeabilität (hydraulische Leitfähigkeit, Piezoleitfähigkeit) geschätzt.

Dies ist bei der Beurteilung von Brunnendurchflussmengen gerechtfertigt.

Um die Entwicklung zu steuern, ist es notwendig, Informationen nicht über die äquivalente Durchlässigkeit, sondern über die Heterogenität des Entwässerungsvolumens zu haben. Zum Beispiel, um die geschichtete Permeabilität zu kennen. Daher werden Softwareprodukte zur hydrodynamischen Modellierung eingesetzt.

Sollen die Parameter der Zuflussgleichung gemittelt über das Abflussvolumen bestimmt werden, wird in manchen Fällen ein sogenanntes Normalgleichungssystem aufgestellt, das man durch Differenzieren des Kleinste-Quadrate-Kriteriums nach dem gewünschten Parameter erhält.

Lassen Sie es ein aktives Experiment geben Yi (Xi), i =1,2…n . Es ist erforderlich, die Parameter des linearen Trends zu bestimmen Y=A+BX nach der Methode der kleinsten Quadrate.

Methodenkriterien.

Die Parameter A und B werden durch Lösen des folgenden Gleichungssystems bestimmt:

oder

6. Bewertung der tatsächlichen Produktivität des Bohrlochs.

Im allgemeinen Fall hat die lineare Zuflussgleichung die Form:

Wenn der Parameter C signifikant ist, dann gibt es einen anfänglichen Druckgradienten (C negativ).

Es gibt also gute Testergebnisse, es ist erforderlich, die Parameter des linearen Trends zu bestimmen Y-Q, X-.

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MINISTERIUM FÜR BILDUNG UND WISSENSCHAFT DER RUSSISCHEN FÖDERATION

BUNDESHAUSHALT BILDUNGSEINRICHTUNG FÜR HOCHSCHULBILDUNG

"STAATLICHE ÖL- UND GAS-UNIVERSITÄT TJUMEN"

Filiale in Nischnewartowsk

ABTEILUNG „ÖL- UND GASGESCHÄFT“

Prüfung

Nun Produktionsmanagement

Abgeschlossen von Schüler gr.EDNbs-11(1) D.S. Bögen

Geprüft: Lehrer D.M. Sachipow

Nischnewartowsk 2014

Einführung

1. Verfahren zur verbesserten Ölgewinnung mit silikat-alkalischen Lösungen (SBR)

Literaturverzeichnis

Einführung

Eine objektive Notwendigkeit, die Abdeckung des weniger durchlässigen Teils des Reservoirs durch den Aufprall während der fortschreitenden Bewässerung zu erhöhen, besteht darin, die Filtration des Ölverdrängungsmittels durch die gewaschenen Zwischenschichten und Zonen des Reservoirs und den Fluss in die Förderbohrungen zu begrenzen. Dies soll zu einer Umverteilung der Energie des eingespritzten Wassers und einer Überdeckung durch den Aufprall von gering durchlässigen Zwischenschichten führen. Die Lösung dieses Problems ist aufgrund des begrenzten Volumens der behandelten Formation nur in der Bohrlochzone auf der Grundlage der Verwendung herkömmlicher Verfahren zur Wasserisolierung in Förderbohrungen nicht möglich. Es werden Verfahren benötigt, die es ermöglichen, große Mengen an Abdichtungsmassen in abgelegene Gebiete zu pumpen, basierend auf der Verwendung billiger und verfügbarer Materialien und Chemikalien.

Gegenwärtig ist eine große Zahl von Verfahren zur Erhöhung der Lagerstättenreinigungseffizienz gut bekannt, wie z. B. Injektion von mit Polymeren verdicktem Wasser, Schaum, periodische Injektion von Reagenzien in die Lagerstätte, die die Permeabilität einzelner hochpermeabler, mit einem Verdrängungsmittel gewaschener Zwischenschichten verringern , silikat-alkalische Lösungen (SAS), polymerdisperse Systeme (PDS) sowie verschiedene Zusammensetzungen von Chemikalien, die unter Lagerstättenbedingungen gelieren.

1. Verfahren zur verbesserten Ölrückgewinnung unter Verwendung von silikat-alkalischen Lösungen (SBR).

Das Verfahren der alkalischen Flutung von Öllagerstätten basiert auf der Wechselwirkung von Alkalien mit Lagerstättenöl und Gestein. Wenn Alkali mit Öl in Kontakt kommt, interagiert es mit organischen Säuren, was zur Bildung von Tensiden führt, die die Grenzflächenspannung an der Grenzfläche zwischen Öl und Alkalilösung verringern und die Gesteinsbenetzbarkeit mit Wasser erhöhen. Die Verwendung von Alkalilösungen ist eine der effektivsten Möglichkeiten, den Kontaktwinkel der Gesteinsbenetzung mit Wasser zu verringern, dh die Hydrophilisierung eines porösen Mediums, was zu einer Erhöhung der Ölverdrängungseffizienz durch Wasser führt.

Reis. 1 Der Einsatz chemischer Methoden zur Verdrängung von Öl

Von den sedimentbildenden Zusammensetzungen gelten derzeit silikat-alkalische Zusammensetzungen (SJS), Alkali-Polymer-Lösungen (ASP), Ammoniakwasser, Methylcellulose, basierend auf Wechselwirkung mit Formationswasser unter Bildung eines unlöslichen Niederschlags, als weit verbreitet.

In-situ-Sedimentation erfordert die Wechselwirkung von Alkalimetallsilikaten mit einem zweiwertigen Metallsalz und Natriumhydroxid oder Sodaasche mit mehrwertigen Metallen. Die Technologie basiert auf der Verwendung von Alkalisilikatfluten bei der abwechselnden Injektion von Alkalimetallsilikatlösungsschwall und zweiwertiger Metallsalzlösung, getrennt durch einen Frischwasserschwall. Als Alkalimetallsilikat können Natrium- und Kaliumorthosilikat, -metasilikat und -pentohydrat verwendet werden, die bei Wechselwirkung mit Calciumchlorid einen gelbildenden Niederschlag bilden. Gleichzeitig haben Lösungen dieser Silikate bei einer Konzentration von etwa 1% in Lösung einen pH-Wert nahe 13.

Eine andere Technologie sieht das sequentielle Einspritzen von Slug-Lösungen von Alkali und Eisen(III) vor. Infolge der Wechselwirkung von Alkali mit Salzen mehrwertiger Kationen bildet sich beim Kontakt der Felgen ein voluminöser, schwer löslicher Niederschlag von Hydroxiden mehrwertiger Kationen. Die Kontrolle von Sedimentationsprozessen unter Lagerstättenbedingungen durch Injektion von Alkalien ist jedoch eine ziemlich schwierige Aufgabe.

Auf den Feldern Westsibiriens war die alkalische Flutung eine der ersten Methoden zur physikalischen und chemischen Stimulierung der Formation. Die Methode der Beeinflussung wird seit 1976 angewendet. Alle Ergebnisse, die im Laufe eines umfangreichen Feldversuchs gewonnen wurden, verdienen Beachtung. Hier werden zwei Varianten der Injektion von niedrig konzentrierten Alkalilösungen in die Lagerstätte getestet, die auf eine geringe Effizienz des Verfahrens hindeuten. Das erste Feldexperiment zur Injektion einer konzentrierten Alkalilösung wurde 1985 auf dem Feld Trekhozernoye durchgeführt, wo ein Rand einer 10% igen Alkalilösung mit einer Größe von 0,14% des Porenvolumens des Standorts in zwei Injektionsbohrungen injiziert wurde . Für individuell hergestellte Brunnen in 4-5 Monaten. Der Wasseranteil der hergestellten Produkte nahm ab. So betrug der Wasseranteil zu Beginn des Experiments 55--90%, später sank er auf 40--50%. Und erst Ende 1990 stieg der Wasseranteil auf 70 bis 80 %. Eine solch starke Abnahme des Wasseranteils des produzierten Produkts lässt sich durch eine Änderung der Bedeckung des Reservoirs durch den Dickeneinfluss aufgrund der Verstopfung der wassergespülten Zonen des Reservoirs und der Aktivierung zuvor ungefluteter Zwischenschichten erklären. Im Allgemeinen wurden am Pilotstandort während der Durchführungsphase 58,8 Tausend Tonnen Öl gewonnen, mit einer spezifischen technologischen Effizienz von 53,5 Tonnen pro Tonne eingespritztes Reagens. Ähnliche Ergebnisse wurden im Feld Toluomskoye erzielt. Obwohl die Eigenschaften des Reservoirs merklich schlechter sind: größere Dissektion, geringere Durchlässigkeit und Produktivität. Das Volumen des injizierten Randes betrug 0,3 % des Porenvolumens der Formation, die Fläche zu Beginn des Experiments wurde zu 40-50 % bewässert, nach Injektion der Alkalilösung sank der Wasseranteil auf 20-30 % .

Die zusätzliche Ölproduktion belief sich auf 35,8 Tausend Tonnen oder 42,4 Tonnen pro Tonne verbrauchter Reagenzien. Die erhaltenen positiven Ergebnisse des Feldexperiments zeigen, dass die Technologie für Formationen mit mittlerer und geringer Durchlässigkeit von geringer (bis zu 10 m) Mächtigkeit wirksam ist.

Feldtests der Stimulationsmethode für Objekte, die durch eine signifikante Reservoirdicke von 15 m oder mehr repräsentiert werden, wie die Lagerstätte North Martym'inskaya und die Lagerstätte Martymya-Teterevskaya, zeigten keine geringe Effizienz ihrer Anwendung.

Eine 1%ige alkalische Lösung wird seit 1978 auf vier Feldern in der Region Perm (Shagirtsko-Gozhansky, Padunsky, Opalikinsky und Berezovsky) in großem Umfang verwendet. Die kommerzielle Umsetzung wird seit 1983 an vier Versuchsstandorten mit 13 Injektions- und 72 Produktionsbohrungen durchgeführt . Zum 1. Januar 1991 betrug die zusätzliche Ölförderung in allen Gebieten 662,4 Tsd. Tonnen, die Steigerung der Ölförderung betrug 5,6 %. Im ersten Abschnitt erreichte die Erhöhung des Ölrückgewinnungsfaktors 25,4 %. Es hat den größten Rand mit einer Größe von einem Porenvolumen der Formation. Alkali-Injektion von Ölrückgewinnungslösungen

Experimente zur Veränderung der Benetzbarkeit zeigen, dass eine 1%ige Alkalilösung die Hydrophilie von terrigenen Gesteinen erhöht und die Benetzbarkeit von Kalksteinen nicht verändert, während der Alkaliverbrauch und die Sedimentmenge mit steigendem Wassersalzgehalt und Alkalikonzentration zunehmen. Wenn die Mineralisierung des Wassers 265 g/l beträgt, bildet sich die maximale Sedimentmenge - 19 g/l, der Alkaliverbrauch beträgt 2,5 mg/g Gestein. Die ölverdrängenden Eigenschaften von Alkalilösungen wurden mit einer Zentrifuge bewertet. Die sequentielle Injektion von Lösungen erhöht die Verdrängungseffizienz um 2,5–4 %.

Die Technologie zur Steuerung der Durchlässigkeit der wasserführenden Kanäle der Formation mit silikat-alkalischen Lösungen wurde in mehreren Modifikationen eingeführt. Die Hauptmodifikation umfasst das Einspritzen von Trennrändern aus Süßwasser und einer Lösung (eine Mischung aus Natriumhydroxid, flüssigem Glas, Polyacrylamid). Die Injektion der Felgen wird periodisch nach 1–3 Jahren wiederholt, hauptsächlich für 10–15 Jahre. Die Ränder der Ölverdrängungsmittel werden in der folgenden Reihenfolge eingespritzt: mineralisiertes Abfallwasser wird eingespritzt, um Öl zu verdrängen; Trennrand von Süßwasser; ein Schuss Natronlauge. Die betrachtete Technologie zielt jedoch nur auf die Regulierung der Reservoirdurchlässigkeit ab und kann selektiv bewässerte Reservoirzonen nicht effektiv blockieren, was nur bei Injektion großer Mengen des Slugs möglich ist.

Referenzliste

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2. Amelin I.D., Surguchev M.L., Davydov A.V. Prognose der Entwicklung von Ölvorkommen in einem späten Stadium.

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4. Surguchev M.L., Zheltov Yu.V., Simkin E.M. Physikalische und chemische Mikroprozesse in Öl- und Gaslagerstätten.

5. Klimov A.A. Verfahren zur verbesserten Ölrückgewinnung.

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