Eh bien méthodes et technologies de gestion de la productivité. Bonne gestion de la productivité

INTRODUCTION Les principaux gisements de pétrole hautement productifs de Russie sont en phase finale de développement avec une forte coupure d'eau et de faibles niveaux de production de pétrole. La production pétrolière actuelle n'est pas entièrement reconstituée par l'augmentation des réserves lors de l'exploration géologique, la qualité des réserves pétrolières nouvellement découvertes est en baisse constante. À cet égard, le problème du maintien et de l'augmentation de la productivité des puits de production devient de plus en plus 10. 02. 2018 2

INTRODUCTION Intensité - un indicateur de l'efficacité de l'objet pendant une certaine période de temps. Par rapport à la production de pétrole, c'est le débit d'un puits. Si l'intensification est comprise comme une augmentation de la productivité, alors dans la production pétrolière, c'est un processus de développement de la production basé sur l'utilisation rationnelle des ressources techniques et les acquis du progrès scientifique et technologique. C'est-à-dire que l'intensification de l'extraction de pétrole d'un puits de production est une augmentation de sa productivité due à des mesures géologiques et techniques, à l'amélioration des moyens techniques d'exploitation, à l'optimisation des modes d'exploitation technologiques 10.02.2018 3

INTRODUCTION La productivité des puits de pétrole est l'un des principaux indicateurs qui déterminent l'efficacité de la production pétrolière dans le développement des champs, en particulier dans des conditions géologiques et physiques difficiles. Les conditions géologiques et physiques difficiles pour les champs pétrolifères comprennent le plus souvent : une faible perméabilité des formations productives ; augmentation de la teneur en argile du réservoir ; structure poreuse fracturée du réservoir ; un haut degré d'hétérogénéité des couches productives ; coupe d'eau haute; viscosité élevée des fluides du réservoir (pétrole); forte saturation en gaz de l'huile. 10. 02. 2018 4

INTRODUCTION La détérioration des propriétés de filtration d'une formation productive est associée à une diminution de la perméabilité absolue ou relative (phase) du réservoir. Les raisons de la diminution de la perméabilité absolue: une diminution du débit des canaux de filtration lors du colmatage de l'espace poreux du réservoir, des processus de déformation se produisant dans le réservoir avec une diminution de la pression du réservoir. Réduction de la perméabilité de phase 10. 02. 2018 5

INTRODUCTION L'une des principales raisons de la détérioration des caractéristiques de filtration de la formation est la diminution de la pression du réservoir et de la pression au fond des puits de production De plus, lors de l'exploitation des puits, il est nécessaire d'évaluer l'influence des conditions thermodynamiques et les facteurs géologiques et physiques sur leur productivité. Le suivi, l'évaluation et la prévision de la productivité des puits de production sont nécessaires à la gestion efficace de cet indicateur dans le développement des champs pétrolifères. 10. 02. 2018 6

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES RESERVOIRS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION 1. 1. Réservoir de pétrole, réservoir, gisement Au cours du processus de formation et de migration dans les entrailles de la croûte terrestre, le pétrole s'accumule dans les réservoirs naturels. Un réservoir naturel est un réservoir de pétrole, de gaz ou d'eau dans des roches réservoirs recouvertes de roches peu perméables. Le sommet d'un réservoir où le pétrole et le gaz s'accumulent s'appelle un piège. Un collecteur de pétrole (gaz, eau) est une roche qui présente des vides communicants sous forme de pores, de fissures, de cavernes, etc., remplis (saturés) de pétrole, de gaz ou d'eau et capables de les libérer lorsqu'une chute de pression se crée. 10. 02. 2018 7

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Une accumulation importante de pétrole (gaz) propice au développement industriel dans un piège d'un réservoir naturel est appelée un gisement. Une collection de gisements de pétrole ou de gaz reliés par une zone de la surface terrestre forme un champ. La majeure partie des champs pétrolifères est confinée aux roches sédimentaires, qui se caractérisent par une structure en couches (en couches). Un réservoir pétrolier peut occuper une partie du volume d'un ou plusieurs réservoirs dans lesquels le gaz, le pétrole et l'eau sont répartis selon leur densité. 10. 02. 2018 8

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Un réservoir de pétrole comprend un gisement d'hydrocarbures et une zone adjacente saturée en eau (pression d'eau). Un gisement contenant du pétrole avec du gaz dissous est appelé pétrole (Fig. 1. 1). 10. 02. 2018 9

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Un gisement de pétrole avec un bouchon de gaz est appelé gas-oil (Fig. 1. 2). Si le bouchon de gaz est grand (le volume de la partie du réservoir avec un bouchon de gaz dépasse le volume du réservoir saturé d'huile), le champ 10. 02. 2018 10

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION La partie saturée en huile de la formation est appelée dans ce cas la bordure pétrolière (Fig. 1. 3). La surface le long de laquelle le bouchon de gaz et le pétrole bordent dans des conditions de réservoir est appelée contact gaz-pétrole (GOC), la surface de délimitation du pétrole et de l'eau est appelée contact eau-pétrole (WOC). La ligne d'intersection de la surface du WOC (GOC) avec le haut de la formation productive est le contour extérieur, avec le bas de la formation - le contour intérieur de la teneur en pétrole (gaz). 10. 02. 2018 11

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Un gisement est dit réservoir plein si les hydrocarbures occupent la porosité sur toute l'épaisseur de la formation productrice (cf. Fig. 1.2). Dans un réservoir incomplet, les hydrocarbures ne remplissent pas le réservoir sur toute son épaisseur (voir Fig. 1.3). v. Dans les gisements avec de l'eau marginale (contour), le pétrole et l'eau bordent les ailes du réservoir (voir Fig. 1. 3), dans les gisements avec de l'eau de fond - sur toute la surface du gisement (voir Fig. 1. 1 et 1. 2). Les gisements de pétrole se limitent principalement à trois types de réservoirs - structure poreuse (granulaire), fracturée et mixte. 10. 02. 2018 12

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Les réservoirs poreux sont Ø composés de roches terrigènes sablo-limoneuses, roches Ø dont la porosité est constituée de cavités intergranulaires. La même structure de l'espace poreux est typique pour les calcaires et les dolomies 10. 02. 2018 13

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Dans les réservoirs purement fracturés (principalement carbonatés), la porosité est formée par un système de fractures. Les parties de réservoir entre les fractures sont des blocs de roches denses, à faible perméabilité et non fracturés, dont l'espace poreux ne participe pas aux processus de filtration. En pratique, les réservoirs fracturés de type mixte sont plus courants, dont le volume poreux comprend à la fois les systèmes de fracture et l'espace poreux des blocs, ainsi que les cavernes et les cavités karstiques. 10. 02. 2018 14

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Le plus souvent, les formations carbonatées sont des réservoirs poreux fracturés par leur nature. La majeure partie de l'huile qu'ils contiennent est contenue dans les pores des blocs, le fluide est transféré le long des fissures. Les roches sédimentaires sont les principaux réservoirs de pétrole et de gaz. Environ 60% des réserves mondiales de pétrole sont confinées aux roches terrigènes, 39% - aux gisements de carbonate, 1% - aux roches métamorphiques et ignées altérées. En raison de la variété des conditions de formation des sédiments, les propriétés géologiques et physiques des formations productives au 10.02.2018 de divers domaines peuvent varier considérablement 15

I. LES FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION sont appelés propriétés de filtration-capacité. Les propriétés de filtration et de réservoir des roches réservoirs de pétrole sont caractérisées par les principaux indicateurs suivants : porosité, perméabilité, propriétés capillaires, surface spécifique, fracturation.

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Les propriétés de capacité de la roche sont déterminées par sa porosité. La porosité se caractérise par la présence de vides (pores, fissures, cavernes) dans la roche, réservoirs de liquides (eau, pétrole) et de gaz. Il existe une porosité générale, ouverte et efficace. 10. 02. 2018 17

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION La porosité totale (absolue, totale) est déterminée par la présence de tous les vides dans la roche. Le coefficient de porosité totale est égal au rapport du volume de tous les vides au volume visible de la roche. La porosité ouverte (porosité de saturation) est caractérisée par le volume de vides communicants (ouverts) dans lesquels le liquide ou le gaz peut pénétrer. La porosité effective est déterminée par la partie du volume des pores ouverts (vides) qui participe à la filtration (le volume des pores ouverts moins le volume d'eau liée qu'ils contiennent). 10. 02. 2018 18

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS DE FONCTIONNEMENT DES PUITS DE PRODUCTION Les propriétés de filtration des roches caractérisent leur perméabilité - la capacité de faire passer des liquides ou des gaz à travers eux lors de la création d'une perte de charge. Le mouvement de liquides ou de gaz dans un milieu poreux est appelé filtration. Selon la taille de la taille transversale, les canaux de pores (canaux de filtration) sont divisés en: supercapillaire - d'un diamètre supérieur à 0,5 mm; capillaire - de 0,5 à 0,0002 mm; sous-capillaire - moins de 0,0002 mm. 10. 02. 2018 19

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS DE FONCTIONNEMENT DES PUITS DE PRODUCTION Dans les canaux supercapillaires, le fluide se déplace librement sous l'action de la gravité ; dans les canaux capillaires, le mouvement du liquide est difficile (il faut vaincre l'action des forces capillaires), le gaz se déplace assez facilement ; dans les canaux sous-capillaires, le liquide ne se déplace pas sous les chutes de pression créées lors du développement du champ. Pendant le fonctionnement de l'huile 10. 02. 2018 20

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Pour caractériser la perméabilité des roches pétrolifères, on distingue la perméabilité absolue, de phase (effective) et relative. 10.02.2018 21

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION La perméabilité absolue est la perméabilité d'un milieu poreux lorsqu'une seule phase (gaz ou liquide homogène) s'y déplace en l'absence d'autres phases. La perméabilité effective (de phase) est la perméabilité de la roche pour l'un des liquides ou pour un gaz alors que deux phases ou plus se trouvent dans l'espace poreux en même temps. La perméabilité relative d'un milieu poreux est définie comme le rapport de la phase 10. 02. 2018 22

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Les roches perméables comprennent les sables Ø, les grès Ø, les calcaires Ø. À imperméable ou peu perméable - Ø argile, Ø schistes, Ø grès avec cimentation argileuse, etc. L'une des propriétés importantes des roches est leur fracturation, qui se caractérise par Ø densité, Ø densité apparente et Ø ouverture de fissure. 10. 02. 2018 23

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION La densité est le rapport du nombre de fractures Δn, coupant la normale de leurs plans, à la longueur de cette normale Δl : Gт = Δn/Δl. (1) La densité apparente δt caractérise la densité des fissures en tout point de la formation : δt = ΔS/ΔVf, (2) où ΔS est la moitié de la surface de toutes les fissures d'un volume élémentaire de roche ΔVf, m– 1. Le volume des fissures dans un volume élémentaire de roche ΔVt = ΔS ∙ bt, (3) 10. 02. 2018 24

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Coefficient de porosité de la fracture mt rapport du volume de la fracture au volume de la roche. Compte tenu des formules (2) et (3), mt = bt ∙ δt. (4) Perméabilité de la roche fracturée (hors perméabilité des blocs interfracturés), µm 2, lorsque les fractures sont perpendiculaires à la surface de filtration, kt = 85 000 ∙ 2∙ bt ∙ mt, (5) où bt est l'ouverture de fissure, mm ; mf est la porosité de fracture, en fractions d'unité. 10.02.2018 25

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION 1. 3. Hétérogénéité des réservoirs L'hétérogénéité géologique des réservoirs est la variabilité des propriétés lithologiques et physiques des roches sur la zone et la section. Les gisements d'hydrocarbures sont majoritairement multicouches, une même installation de production contient plusieurs couches et intercouches, corrélées par zone, par conséquent, l'hétérogénéité géologique est étudiée le long de la section et le long de la zone. Cette approche permet Ø de caractériser la variabilité des valeurs des paramètres en volume qui affectent la répartition des réserves de pétrole et de gaz dans le sous-sol et leur 10. 02. 2018 26

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES RESERVOIRS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Selon les buts et objectifs de l'étude, le stade d'exploration du gisement, diverses méthodes sont largement utilisées pour déterminer l'hétérogénéité géologique des réservoirs, qui, avec un certain degré de conventionnalité, peuvent être regroupées en trois groupes : a) géologiques et géophysiques, b) de laboratoire et expérimentales, c) de terrain et hydrodynamiques. 10. 02. 2018 27

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION interprétation des levés géophysiques de terrain des puits. A l'aide de ces méthodes, une étude détaillée de la section du gisement, de la division de la section du gisement, de la corrélation des sections de puits, en tenant compte des caractéristiques lithologiques et pétrographiques, de même en tenant compte des 10 02. 2018 28

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES RÉSERVOIRS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Le résultat final des méthodes géologiques et géophysiques sont des profils géologiques et des cartes lithologiques qui montrent les caractéristiques de la structure des strates productives le long de la section et de la zone, et révélées relations entre les paramètres individuels des strates. 10. 02. 2018 29

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS DE FONCTIONNEMENT DES PUITS DE PRODUCTION Une idée détaillée des propriétés physiques des roches est obtenue en examinant la carotte par des méthodes de laboratoire. Dans les études de laboratoire, la porosité, la perméabilité, la composition granulométrique, la teneur en carbonate, la saturation en eau sont déterminées. Cependant, avant d'étendre les valeurs des paramètres du réservoir à tout le volume du gisement ou à une partie de celui-ci, il est nécessaire de lier soigneusement les carottes étudiées pour la sélection dans la section productive 10.02.2018 30

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Les méthodes hydrodynamiques de terrain sont des méthodes qui permettent d'obtenir des données caractérisant les propriétés hydrodynamiques des formations. Les études hydrodynamiques visent à étudier les propriétés de réservoir du réservoir, les caractéristiques hydrodynamiques du réservoir et les propriétés physiques du fluide saturant le réservoir. Des études hydrodynamiques déterminent les coefficients de conductivité hydraulique, piézoconductivité, perméabilité, 10. 02. 2018 31

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Ces méthodes permettent également d'apprécier le degré d'uniformité de la formation, d'identifier les écrans lithologiques, d'établir la relation entre les formations le long de la section et les puits le long de la et évaluer la saturation en huile des roches. L'hétérogénéité des réservoirs peut être appréciée à l'aide d'indicateurs caractérisant les caractéristiques de la structure géologique des gisements. 10. 02. 2018 32

, I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION L'hétérogénéité des couches peut être appréciée à l'aide d'indicateurs caractérisant les caractéristiques de la structure géologique des gisements. Ces indicateurs comprennent, tout d'abord, les coefficients de dissection et de teneur en sable. Le coefficient de compartimentation Кр est déterminé pour l'ensemble du réservoir et est calculé en divisant la somme des intercalaires de sable pour tous les puits par le nombre total de puits ayant pénétré dans le réservoir : le nombre de puits ayant pénétré dans le réservoir (6) où n 1, n 2 , . . . , nm est le nombre de couches réservoirs dans chaque puits ; N est le nombre total de puits qui ont pénétré dans le réservoir. 10. 02. 2018 33

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Le rapport net/brut Kp est le rapport de l'épaisseur effective heff à l'épaisseur totale de la formation htot tracée dans la section d'un puits donné : puits ( 7) Pour le réservoir dans son ensemble, le rapport net/brut est égal au rapport de l'épaisseur totale effective de la formation dans tous les puits à l'épaisseur totale totale de la formation dans ces puits. Pour les gisements pétroliers de la région de Perm Kama, les coefficients de compartimentation et le ratio net/brut varient respectivement de 1,38 à 14,8 et de 0,18 à 0,87. (En pratique, apprenez ces 10. 02. 2018 34

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION 1. 4. Composition et propriétés des fluides de formation Les fluides de formation qui saturent les formations productives comprennent le pétrole, le gaz et l'eau. Le pétrole est un mélange complexe de composés organiques, principalement des hydrocarbures et leurs dérivés. Les propriétés physiques et chimiques des huiles de différents domaines et même de différentes couches d'un même domaine sont très diverses. Selon la consistance, on distingue les huiles Ø facilement mobiles, Ø à haute viscosité (presque non fluides) ou se solidifiant dans des conditions normales. La couleur des huiles varie du brun verdâtre au noir. 10. 02. 2018 35

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Il existe des compositions de pétrole élémentaires, fractionnaires et de groupe. Composition des éléments. Les principaux éléments entrant dans la composition du pétrole sont le carbone et l'hydrogène. En moyenne, le pétrole contient 86 % de carbone et 13 % d'hydrogène. Les autres éléments (oxygène, azote, soufre, etc.) dans l'huile sont insignifiants. Cependant, ils peuvent affecter de manière significative la 10. 02. 2018 36

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Composition du groupe. La composition de groupe de l'huile est comprise comme le rapport quantitatif des groupes individuels d'hydrocarbures qu'elle contient. 1. Les hydrocarbures paraffiniques (alcanes) sont des hydrocarbures saturés (saturés) de formule générale Cn. H2n+2. La teneur en huile est de 30 à 70%. Il existe des alcanes de structure normale (n-alcanes) et d'isostructure (isoalcanes). Le pétrole contient des alcanes gazeux С 2–С 4 (sous forme de gaz dissous), des alcanes liquides С 5–С 16 (la majeure partie des fractions pétrolières liquides), des alcanes solides С 17–С 53, qui sont inclus dans 10.02.2018 37

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION 2. Les hydrocarbures naphténiques (cycloalcanes) sont des hydrocarbures alicycliques saturés de formule générale Cn. H2n, Cn. H 2 n– 2 (bicyclique) ou Cn. H 2 n– 4 (tricyclique). L'huile contient principalement des naphtènes à cinq et six chaînons. La teneur en huile est de 25 à 75%. La teneur en naphtènes augmente à mesure que le poids moléculaire de l'huile augmente. 3. Les hydrocarbures aromatiques sont des composés dont les molécules contiennent des systèmes polyconjugués cycliques. Ceux-ci incluent le benzène et ses homologues, le toluène, le phénanthrène, etc. La teneur en huile est de 10 à 15 %. 10. 02. 2018 38

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION , soufre, métaux. Ceux-ci comprennent : les résines, les asphaltènes, les mercaptans, les sulfures, les disulfures, les thiophènes, les porphyrines, les phénols, les acides naphténiques. La grande majorité des composés hétéroatomiques sont contenus dans les fractions de poids moléculaire le plus élevé 10. 02. 2018 39

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION La composition fractionnaire du pétrole reflète la teneur en composés qui bouillent dans différentes gammes de température. Les huiles s'évaporent dans une très large plage de températures - 28–550 °C et plus. Lorsqu'elle est chauffée de 40 à 180 °С, l'essence d'aviation bout; 40–205 °С - essence à moteur; 200–300 °С – kérosène; 270–350 °С - naphta. À des températures plus élevées, les fractions d'huile s'évaporent. Selon la teneur en fractions légères bouillant jusqu'à 350 ° C, les huiles sont divisées en huiles de type T 1 (plus de 45%), 10.02.2018 40

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION La densité du pétrole du réservoir dépend de sa composition, de sa pression, de sa température et de la quantité de gaz qui y est dissous (Fig. 1. 4). 10. 02. 2018 41

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Plus la densité du pétrole est faible, plus le rendement en fractions légères est élevé. Tous les gaz, lorsqu'ils sont dissous dans l'huile, n'ont pas le même effet sur sa densité. Avec une augmentation de la pression, la densité de l'huile diminue considérablement lorsqu'elle est saturée de gaz d'hydrocarbures.Le dioxyde de carbone et les gaz d'hydrocarbures ont la solubilité la plus élevée dans l'huile et l'azote a une solubilité plus faible. Lorsque la pression est réduite, d'abord de l'azote est libéré de l'huile, puis des gaz d'hydrocarbures (d'abord secs, puis gras) et du dioxyde de carbone. 10.02.2018 42

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION La pression à laquelle le gaz commence à être libéré du pétrole est appelée pression de saturation (Psat). La pression de saturation dépend du rapport des volumes de pétrole et de gaz dissous dans le gisement, de leur composition et de la température du réservoir. Dans les conditions naturelles, la pression de saturation peut être égale à la pression du réservoir ou lui être inférieure : dans le premier cas, le pétrole est complètement saturé en gaz, dans le second cas, il est sous-saturé en gaz. La différence entre la pression de saturation et la pression du réservoir au 10 février 2018 peut varier de dixièmes à dizaines de 43

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Les échantillons d'huile prélevés dans différentes parties du réservoir peuvent être caractérisés par des pressions de saturation différentes. Cela est dû au changement des propriétés du pétrole et du gaz dans la zone, avec l'influence sur la nature du dégagement de gaz du pétrole des propriétés de la roche, les propriétés de la roche avec l'influence de la quantité et des propriétés de l'eau et d'autres facteurs. L'azote dissous dans l'huile du réservoir augmente la pression de saturation. 10. 02. 2018 44

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION 10. 02. 2018 45

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS DE FONCTIONNEMENT DES PUITS DE PRODUCTION Viscosité - la capacité d'un liquide ou d'un gaz à résister au mouvement de certaines couches de matière par rapport à d'autres. La viscosité dynamique est déterminée par la loi de Newton : (8) où A est la surface de contact des couches mobiles de liquide (gaz), m 2 ; F est la force nécessaire pour maintenir la différence de vitesses dv entre les couches H ; dy est la distance entre les couches mobiles de liquide (gaz), m; - coefficient de viscosité dynamique (coefficient 10.02.2018 46

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET DES CONDITIONS DE FONCTIONNEMENT DES PUITS DE PRODUCTION La viscosité du pétrole de réservoir diffère toujours de manière significative de la viscosité du pétrole séparé, en raison d'une grande quantité de gaz dissous, d'une pression élevée et d'une dépendance à la température (Fig. 1. 5, 1. 6) . La viscosité du pétrole dans les conditions de réservoir de divers gisements varie de centaines de m. Pa∙s à des dixièmes de m. Pa∙s. Dans des conditions de réservoir, la viscosité de l'huile peut être dix fois inférieure à la viscosité de l'huile séparée. 10. 02. 2018 47

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS DE FONCTIONNEMENT DES PUITS DE PRODUCTION En plus de la viscosité dynamique, la viscosité cinématique est utilisée pour les calculs - la propriété d'un liquide à résister au mouvement d'une partie du liquide par rapport à une autre avec (9) en tenant compte de la gravité : où est le coefficient de viscosité cinématique, m 2/s ; - densité de l'huile, kg/m 3. 10. 02. 2018 48

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS DE FONCTIONNEMENT DES PUITS DE PRODUCTION Le pétrole, comme tous les liquides, possède une élasticité, c'est-à-dire la capacité de changer de volume sous l'influence de la pression extérieure. La diminution de volume est caractérisée par le coefficient de compressibilité (ou élasticité apparente) : (10) où V est le volume occupé par l'huile à la pression P, m 3 ; V est la variation du volume d'huile avec une variation de pression de la valeur P, m 3. Le coefficient de compressibilité dépend de: la pression, la température, la composition de l'huile, la quantité de gaz dissous. Les huiles qui ne contiennent pas de gaz dissous ont un facteur de compressibilité relativement faible de 0,4 à 0,7 GPa-1, et les huiles légères avec une teneur importante en gaz dissous ont un facteur de compressibilité accru (jusqu'à 14 GPa-1). 10.02.2018 49

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION conditions de réservoir et après séparation du gaz en surface : surface (11) où V réservoir est le volume de pétrole dans les conditions de réservoir, m 3 ; Vdeg - le volume d'huile à pression atmosphérique et à une température de 20 ° C après dégazage, m 3. En utilisant le coefficient volumétrique, on peut déterminer le retrait de l'huile U, c'est-à-dire la diminution du volume d'huile de formation lors de son extraction à la surface, généralement désignée par la lettre U (12) 10. 02. 2018 50

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Les gaz de pétrole sont constitués d'un mélange d'hydrocarbures gazeux majoritairement de la série des paraffines (méthane, éthane, propane, butane), d'azote, d'hélium, d'argon, de dioxyde de carbone , sulfure d'hydrogène. La teneur en azote, sulfure d'hydrogène, dioxyde de carbone peut atteindre plusieurs dizaines de pour cent. Les gaz d'hydrocarbures, selon la composition, la pression, la température, se trouvent dans le gisement sous divers états agrégés : Ø gazeux, Ø liquide, Ø sous forme de mélanges gaz-liquide. 10. 02. 2018 51

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION S'il n'y a pas de gas cap dans un gisement de pétrole, cela signifie que tout le gaz est dissous dans le pétrole. Au fur et à mesure que la pression diminue au cours du développement du champ, ce gaz (gaz de pétrole associé) sera libéré du pétrole. Densité du mélange de gaz : (13) où est la fraction volumique molaire ; densité - i-ème composant, kg / m 3; Densité relative du gaz dans l'air (14) Pour des conditions normales d'air 1, 293 kg/m 3 ; pour conditions standard air 1, 205 kg/m 3. 10. 02. 2018 52

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Les mélanges gazeux idéaux sont caractérisés par l'additivité des pressions partielles et des volumes partiels. Pour les gaz parfaits, la pression du mélange est égale à la somme des pressions partielles des composants (loi de Dalton (16)) : où Р est la pression du mélange de gaz, Pa ; pi est la pression partielle du i-ème composant dans le mélange, Pa ; 10. 02. 2018 53

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION dans ce cas (17) L'additivité des volumes partiels des composants du mélange gazeux est exprimée par la loi d'Amag : (18) Amag ou (19) Où V - volume de mélange gazeux, m 3; Vi est le volume du i-ème composant dans le mélange, s. La relation analytique entre la pression, la température et le volume d'un gaz s'appelle l'équation d'état L'état d'un gaz parfait dans des conditions standard est caractérisé par l'équation de Mendeleïev. Clapeyron PV = GRT où P est la pression absolue, Pa ; V - volume, m 3; G est la quantité de substance, mol; R - 02.10.2018 constante des gaz universelle, Pa∙m 3 / mol∙deg ; (20) 54

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Pour les gaz parfaits (21) Les gaz réels n'obéissent pas aux lois des gaz parfaits, et le facteur de compressibilité z caractérise le degré d'écart des gaz réels par rapport au Loi de Mendeleïev-Clapeyron. La déviation est associée à l'interaction de molécules de gaz qui ont un certain volume qui leur est propre. Dans les calculs pratiques, z 1 peut être pris à la pression atmosphérique. Avec l'augmentation de la pression et de la température, la valeur du coefficient de surcompressibilité diffère de plus en plus de 1. La valeur de z dépend de la composition du gaz, de la pression, de la température au 10 février 2018 (leurs valeurs critiques et réduites) et peut être déterminée 55

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION La pression critique est la pression d'une substance (ou d'un mélange de substances) dans son état critique. À une pression inférieure à la pression critique, le système peut se décomposer en deux phases d'équilibre - liquide et vapeur. A pression critique, la différence physique entre le liquide et la vapeur est perdue, la substance passe dans un état monophasique. Par conséquent, la pression critique peut être définie comme la pression limite (la plus élevée) de vapeur saturée dans des conditions de coexistence de la phase liquide et de la vapeur. La température critique est la température d'une substance dans son état critique. Pour les substances individuelles, la température critique est définie comme la température à laquelle les différences de propriétés physiques entre le liquide et la vapeur, 10.02.2018 56

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS DE FONCTIONNEMENT DES PUITS DE PRODUCTION Aux températures critiques, les densités de vapeur et de liquide saturés deviennent identiques, la frontière entre elles disparaît et la chaleur de vaporisation passe à 0. Connaissant la compressibilité facteur, on peut trouver le volume de gaz dans les conditions du réservoir: (22) où les désignations avec l'indice "pl" se réfèrent aux conditions du réservoir, et avec l'indice "0" - à la norme (surface). 10. 02. 2018 57

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Le facteur de volume de gaz est utilisé lors de la conversion du volume de gaz dans des conditions standard en conditions de réservoir et vice versa (par exemple, lors du calcul des réserves): (23 ) La viscosité dynamique du gaz dépend de la longueur moyenne parcourue et de la vitesse moyenne des molécules : (24) La viscosité dynamique du gaz naturel dans des conditions standard est faible et ne dépasse pas 0,01 - 0,02 m.Pa∙s. Elle augmente avec l'augmentation de la température (à mesure que la température augmente, la vitesse moyenne et la longueur du trajet des molécules augmentent), cependant, à une pression supérieure à 3 MPa, la viscosité commence à diminuer avec l'augmentation de la température. 58

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET DES CONDITIONS DE FONCTIONNEMENT DES PUITS DE PRODUCTION La viscosité du gaz ne dépend pratiquement pas de la pression (la diminution de la vitesse et de la longueur du trajet des molécules avec l'augmentation de la pression est compensée par une augmentation en densité). Solubilité des gaz dans l'huile et l'eau. De la quantité Solubilité des gaz dans l'huile et l'eau. Toutes ses propriétés les plus importantes dépendent du gaz dissous dans le pétrole du réservoir : viscosité, compressibilité, dilatation thermique, densité, etc. La répartition des composants du gaz de pétrole entre les phases liquide et gazeuse est déterminée par les lois des processus de dissolution. 10. 02. 2018 59

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Le processus de dissolution d'un gaz parfait à basses pressions et températures est décrit par la loi de Henry (25) où VG est le volume de liquide - solvant, m 3 ; - coefficient de solubilité du gaz, Pa-1 ; VЖ - la quantité de gaz dissous à une température donnée, m 3; P est la pression du gaz au-dessus de la surface du liquide, Pa. Le coefficient de solubilité du gaz indique la quantité de gaz dissous dans une unité de volume de liquide à une pression donnée : (26) 10.02.2018 60

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Le coefficient de solubilité dépend de la nature du gaz et du liquide, de la pression, de la température. La nature de l'eau et des hydrocarbures étant différente, le composant hydrocarbure du gaz de pétrole est moins soluble dans l'eau que dans le pétrole. Les composés non hydrocarbonés du gaz de pétrole (CO, CO 2, H 2 S, N 2) se dissolvent mieux dans l'eau. Par exemple, l'eau de formation de l'horizon cénomanien est fortement carbonatée (jusqu'à 5 m 3 de CO 2 pour 1 tonne d'eau). Lorsque la pression augmente, la solubilité du gaz augmente et lorsque la température augmente, elle diminue. La solubilité du gaz dépend également du degré de minéralisation de l'eau. 10. 02. 2018 61

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES RÉSERVOIRS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Lorsque le gaz se déplace dans un réservoir, on observe ce que l'on appelle l'effet d'étranglement - une diminution de la pression d'écoulement du gaz lorsqu'il se déplace à travers des étranglements dans les canaux. Dans le même temps, un changement de température est également observé. L'intensité du changement de température T avec un changement de pression P est caractérisée par l'équation Joule-Thomson : (27) où t est le coefficient Joule-Thomson (dépend de la nature du gaz, de la pression, de la température), K/Pa. 10. 02. 2018 62

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES RESERVOIRS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION La composition des eaux des réservoirs est diverse et dépend de la nature du réservoir pétrolier exploité, des propriétés physiques et chimiques du pétrole et du gaz. Une certaine quantité de sels est toujours dissoute dans les eaux de formation, principalement des chlorures (jusqu'à 80-90%) de la teneur totale en sel. Types d'eau de formation : fond (eau remplissant les pores du réservoir sous le gisement) ; marginal (eau remplissant les pores autour du réservoir); intermédiaire (entre les couches); résiduel (eau dans la partie saturée en pétrole ou en gaz du réservoir, résidu de la formation du réservoir). 10.02.2018 63

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION L'eau de formation est souvent un agent qui déplace le pétrole de la formation, et ses propriétés affectent la quantité de pétrole déplacé. Les principales propriétés physiques des fluides de formation sont la densité et la viscosité. La viscosité du fluide filtré a un impact direct sur la productivité du puits. 10. 02. 2018 64

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION L'apparition d'eau dans la production des puits de pétrole peut conduire à la formation d'émulsions eau-huile. Les globules d'eau dans le pétrole sont rapidement stabilisés par les composés tensioactifs et les impuretés mécaniques qu'il contient (particules d'argile, sable, produits de corrosion de l'acier, sulfure de fer), puis ils sont en outre dispersés. Les émulsions eau-huile résultantes se caractérisent par une viscosité élevée. Les émulsions les plus stables se forment lorsque la teneur en eau du produit est de 35 à 75 %. L'injection de pétrole dans certaines conditions peut provoquer une formation plus intense de dépôts d'asphaltène-résine-paraffine (ARPD). 10. 02. 2018 65

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION 1. 5. Conditions thermodynamiques Tous les gisements d'hydrocarbures disposent d'une réserve plus ou moins importante de divers types d'énergie pouvant être utilisés pour déplacer le pétrole et le gaz vers le fond de puits. Le potentiel des gisements dépend de manière significative de la valeur de la pression de formation initiale et de la dynamique de son évolution au cours du développement du gisement. Pression initiale (statique) du réservoir Рpl. initial - il s'agit de la pression dans le réservoir dans des conditions naturelles, c'est-à-dire avant l'extraction de liquides ou de gaz. La valeur de la pression initiale du réservoir dans le gisement et à l'extérieur de celui-ci Ø est déterminée par les caractéristiques du système hydraulique naturel, auquel le gisement est confiné, et Ø par la localisation du gisement dans ce système. 10. 02. 2018 66

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Les systèmes naturels de pression d'eau sont divisés en systèmes d'infiltration et d'élision, différant par les conditions de formation, les caractéristiques des processus de filtration et les valeurs de pression. Les gisements d'hydrocarbures associés aux systèmes hydrauliques de ces types peuvent avoir des valeurs différentes de la pression de formation initiale à la même profondeur de formations productives. Selon le degré de conformité de la pression de formation initiale à la profondeur d'occurrence des réservoirs, on distingue deux groupes de gisements d'hydrocarbures : les gisements dont la pression de formation initiale correspond à la pression hydrostatique ; correspondant à la pression hydrostatique du réservoir avec la pression initiale du réservoir, 10. 02. 2018 67

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET DES CONDITIONS DE FONCTIONNEMENT DES PUITS DE PRODUCTION Dans la pratique géologique et sur le terrain, il est d'usage d'appeler les dépôts du premier type dépôts avec une pression de réservoir normale, le second type - dépôts avec une pression de réservoir anormale . Une telle division est conditionnelle, car toute valeur de la pression de formation initiale est associée aux caractéristiques géologiques de la zone et est normale pour les conditions géologiques considérées. Dans un aquifère, la pression initiale de la formation est considérée égale à la pression hydrostatique lorsque la hauteur piézométrique correspondante, en chaque point, correspond approximativement à la profondeur de la formation. La pression de retenue, proche de l'hydrostatique, est typique des systèmes d'infiltration sous pression et des dépôts qui y sont confinés. Dans les limites des gisements de pétrole et de gaz, les valeurs de la pression initiale du réservoir dépassent la valeur de cet indicateur dans l'aquifère aux mêmes altitudes absolues des réservoirs. 10.02.2018 68

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION La différence entre le réservoir et la pression hydrostatique à un repère absolu du réservoir est communément appelée surpression du réservoir Pizb. Dans les systèmes d'infiltration, le gradient vertical de pression du réservoir pour les gisements de pétrole et de gaz, même en tenant compte de la surpression, ne dépasse généralement pas 0,008 0,013 MPa/m. La limite supérieure est typique des gisements de gaz de grande hauteur. L'augmentation de la pression de formation dans les crêtes des dépôts des systèmes de pression d'eau d'infiltration ne doit pas être confondue avec la pression superhydrostatique. 10. 02. 2018 69

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION La conformité de la pression du réservoir avec l'hydrostatique, c'est-à-dire la profondeur du réservoir, est jugée par la valeur de la pression dans l'aquifère du réservoir directement au limites du gisement. Avec un gradient vertical de plus de 0,013 MPa/m, la pression de formation est considérée comme superhydrostatique (SHPP), avec un gradient inférieur à 0,008 MPa/m - moins qu'hydrostatique. Dans le premier cas, il y a une pression de réservoir ultra-haute (SVPD), dans le second cas, une pression de réservoir ultra-basse (LPP). La présence de SGPD dans les réservoirs s'explique par le fait qu'à un certain stade de l'histoire géologique, le réservoir reçoit une quantité accrue de fluide du fait de l'excès de son débit d'entrée sur son débit de sortie. 10. 02. 2018 70

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET DES CONDITIONS DE FONCTIONNEMENT DES PUITS DE PRODUCTION Dans de tels systèmes, la pression est créée en pressant l'eau hors des couches de réservoir lors de leur compactage sous l'influence de la pression hydrostatique, des processus géodynamiques, à la suite de la cimentation des roches, dilatation thermique de l'eau, etc. Dans un système d'élision, la zone de recharge est la partie la plus immergée du réservoir, à partir de laquelle l'eau se déplace dans le sens de la remontée de la formation vers les zones de décharge. Une partie de la pression géostatique est transférée à cette eau, de sorte que la pression du réservoir dans la partie saturée en eau du réservoir, en bordure du gisement d'hydrocarbures, augmente par rapport à la pression hydrostatique normale. Avec une augmentation de la proximité du système de pression d'eau et du volume d'eau qui y est pressé, les valeurs de l'AGPD augmentent. Ceci est particulièrement typique pour les formations situées à de grandes profondeurs entre des couches épaisses de roches argileuses, en inter-sel et sous-sel 10. 02. 2018 71

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Dans les systèmes à pression d'eau d'élision, la pression dans les parties hypsométriquement élevées des gisements de pétrole et de gaz, ainsi que dans les systèmes d'infiltration, est légèrement augmentée en raison de l'excès de réservoir La pression du réservoir est inférieure à l'hydrostatique (avec un gradient vertical inférieur à 0,008 MPa/m), est rare. La présence de basses pressions dans les réservoirs peut s'expliquer par le fait qu'à un certain stade de l'histoire géologique se sont créées des conditions qui ont conduit à un déficit d'eau de formation dans le réservoir, par exemple avec une augmentation de la porosité liée au lessivage ou à la recristallisation de rochers. Le volume d'eau saturant l'espace vide peut également diminuer en raison d'une diminution de la température des réservoirs 10. 02. 2018 72

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION paramètres du réservoir pendant son exploitation, niveaux et dynamique de la production annuelle de pétrole et de gaz. La valeur de la valeur de pression de formation du réservoir doit être prise en compte lors de l'évaluation des valeurs de porosité et de perméabilité des réservoirs dans leur occurrence naturelle à partir du noyau.

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES RÉSERVOIRS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Connaître la valeur de la pression de réservoir initiale du réservoir et de toutes les couches de réservoir sus-jacentes est nécessaire pour justifier la technologie de forage et la conception du puits, c'est-à-dire les débâcles, les glissements de terrain, tuyaux bloqués, augmentant le degré de perfection de pénétration du réservoir sans réduire la productivité du réservoir par rapport à ses caractéristiques naturelles. La conformité de la pression du réservoir avec la pression hydrostatique peut servir d'indicateur du confinement du gisement au système de pression de l'eau d'infiltration. Dans ces conditions, on peut s'attendre à ce que lors du développement du réservoir, la pression du réservoir diminue relativement lentement. Lors de l'élaboration du premier document de projet pour le développement 10. 02. 2018 74

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS DE FONCTIONNEMENT DES PUITS DE PRODUCTION Les données de température de formation sont nécessaires pour étudier les propriétés des fluides de formation (pétrole, gaz et eau), déterminer le régime de formation et la dynamique du mouvement des eaux souterraines, lorsque résoudre divers problèmes techniques liés au bouchage, à la perforation, etc. La mesure de la température dans les puits tubés ou non tubés est effectuée avec un thermomètre à maximum ou un électrothermomètre. 10. 02. 2018 75

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Avant la mesure, le puits doit être au repos pendant 20 à 25 jours afin de rétablir le régime de température naturel perturbé par le forage ou l'exploitation. Lors du forage, la température est généralement mesurée dans des puits temporairement arrêtés pour des raisons techniques. Dans les puits de production, la mesure de la température n'est fiable que pour l'intervalle de profondeurs de la formation productive (de production). Pour obtenir des données de température fiables à d'autres intervalles, le puits doit être fermé le 10 février 2018 pendant une longue période. 76

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION A cet effet, des puits de production inactifs ou temporairement mis sous cocon sont utilisés. Lors de la mesure dans des puits, il convient de prendre en compte la possible diminution de la température naturelle due aux manifestations gazeuses (effet d'étranglement). Les données de mesure de la température sont utilisées pour déterminer l'étape géothermique et le gradient géothermique. Étape géothermique - la distance en mètres lors de l'approfondissement par laquelle la température des roches augmente naturellement de 1 ° C, est déterminée par la formule: (28) 10. 02. 2018 77

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION où G est le stade géothermique, m/°С; H est la profondeur du site de mesure de la température, m ; h est la profondeur de la couche à température constante, m; T est la température à la profondeur H, °C ; t est la température constante à la profondeur h, °C. Pour une caractérisation plus précise de l'étage géothermique, il est nécessaire d'avoir des mesures de température sur l'ensemble du puits de forage. Ces données permettent de calculer la valeur du pas géothermique à différents intervalles de la section, ainsi que de déterminer le gradient géothermique, c'est-à-dire l'augmentation de température en °C avec une profondeur de (29) tous les 100 m. 02. 2018 78

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Dans les zones d'échange d'eau difficile, la valeur de la marche géothermique dans l'aquifère dépend de sa position hypsométrique. Dans les zones d'étiage, avec l'absence pratique d'échange d'eau, le stade géothermique est 10. 02. 2018 79

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS DE FONCTIONNEMENT DES PUITS DE PRODUCTION Selon la carte des géoisothermes, on juge l'atténuation de l'écoulement souterrain due à la détérioration de la perméabilité des grès, on surveille la dynamique et la direction du mouvement des eaux souterraines c'est-à-dire que les anticlinaux sont des zones de température élevée et les synclinaux sont des zones de température plus basse. Pour les couches supérieures de la croûte terrestre (10 - 20 km), la valeur du pas géothermique est en moyenne de 33 m/°C et 10. 02. 2018 80

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Dans les gisements de pétrole, les principales forces qui déplacent les couches sont : la pression de l'eau de contour, qui se produit sous l'action de sa masse ; masses de pression d'eau de contour créées par l'expansion élastique de la roche et de l'eau ; pression du gaz dans le bouchon de gaz ; l'élasticité du gaz libéré du pétrole dissous en 81 10. 02. 2018 ; gaz

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Avec la manifestation prédominante de l'une des sources d'énergie nommées, les régimes des gisements de pétrole sont respectivement distingués: 1. entraînés par l'eau; 2. pression d'eau élastique; 3. pression de gaz (mode bouchon de gaz); 4. gaz dissous ; 5. gravité. 10. 02. 2018 82

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION caractéristiques géologiques et physiques du gisement (conditions thermobariques, état de phase des hydrocarbures et leurs propriétés) ; conditions d'occurrence et propriétés des roches réservoirs; le degré de connexion hydrodynamique du gisement depuis 83 10.02.2018

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Les conditions de réservoir peuvent avoir un impact significatif sur les conditions de réservoir. Lors de l'utilisation de l'énergie naturelle dans le développement des gisements, les éléments suivants dépendent du régime: l'intensité de la diminution de la pression du réservoir; la réserve énergétique du gisement à chaque stade de développement ; le comportement des frontières mobiles du gisement (GOC, GWC, WOC) ; variation du volume du dépôt au fur et à mesure de son retrait 10. 02. 2018 84

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION La réserve d'énergie naturelle et les formes de sa manifestation déterminent l'efficacité du développement du gisement : le taux de production annuelle de pétrole (gaz) ; dynamique d'autres indicateurs de développement; le degré possible de récupération ultime des réserves du sous-sol. 10. 02. 2018 85

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Le mode d'exploitation du gisement affecte le mode d'exploitation du gisement affecte la durée d'exploitation des puits de diverses manières ; sélection d'un schéma de développement de champ pour un champ, etc. Le mode d'un gisement au cours de son exploitation peut être jugé à partir des courbes d'évolution de la pression du réservoir et du facteur gaz de l'ensemble du gisement. 10. 02. 2018 86

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS DE FONCTIONNEMENT DES PUITS DE PRODUCTION 1. Dans le régime de pression de l'eau, le principal type d'énergie est la pression de l'eau marginale, qui pénètre dans le réservoir et compense complètement la quantité de liquide extrait du puits. Le volume du gisement de pétrole diminue progressivement en raison de la hausse de l'OWC. Afin de réduire la production d'eau associée à la formation, dans les puits forés à proximité ou à l'intérieur de l'OWC, la partie inférieure de la formation saturée en pétrole n'est généralement pas perforée. 10. 02. 2018 87

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION 10. 02. 2018 88

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES RESERVOIRS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION . En mode hydraulique, un facteur de récupération de pétrole élevé est atteint - 0,6 0,7. Cela est dû à la capacité de l'eau (en particulier l'eau de formation minéralisée) à bien laver le pétrole et à le déplacer des cavités des roches réservoirs + combinaison 89

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION 10.02.2018 90

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION 1. Le prélèvement de liquide n'est pas entièrement compensé par l'eau pénétrant dans le gisement 2. La réduction de pression dans le réservoir s'étend progressivement au-delà du réservoir et capte la surface la partie aquifère du réservoir. 3. C'est là que se produit l'expansion de la roche et de l'eau de formation. 4. Les coefficients d'élasticité de l'eau et de la roche sont insignifiants, cependant, si la zone de pression réduite est importante (plusieurs fois supérieure à la taille du réservoir), les forces élastiques du réservoir créent une réserve d'énergie importante. 10. 02. 2018 91

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS DE FONCTIONNEMENT DES PUITS DE PRODUCTION forces élastiques du gisement lui-même et de l'aquifère du réservoir, respectivement, m 3; Vн, Vв - volumes de la partie pétrolifère du réservoir et de la partie aquifère impliquées dans le processus de réduction de la pression du réservoir m 3; , - élasticité volumétrique de la formation dans les parties pétrolifères et aquifères (, où m est le coefficient moyen de porosité, Pa-1; w, p, sont les coefficients d'élasticité volumétrique du liquide et de la roche), Pa- 1. La proportion de pétrole obtenue grâce à l'élasticité de la région pétrolifère du réservoir est faible, puisque le volume du gisement est (le plus souvent) inférieur au volume de l'aquifère. 10. 02. 2018 92

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET DES CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Le mode de pression d'eau élastique se manifeste généralement 1. dans les gisements des systèmes de pression d'eau d'infiltration, 2. avec une faible connexion hydrodynamique avec la zone de recharge (en raison à un grand éloignement), 3. réduction de la perméabilité du réservoir et augmentation de la viscosité de l'huile ; 4. dans les grands gisements avec des prélèvements de fluides importants qui ne sont pas entièrement compensés par l'intrusion d'eau de formation dans le gisement ; 5. dans les dépôts confinés aux systèmes de pression d'eau d'élision. 10. 02. 2018 93

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES RESERVOIRS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Conditions d'existence : présence du réservoir sur une large zone en dehors du gisement ; excès de la pression initiale du réservoir sur la pression de saturation. Les conditions sont pires que dans le mode hydraulique. CIN - 0, 55. 10. 02. 2018 94

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION 3. Mode alimenté au gaz - le pétrole est déplacé du réservoir sous l'action de la pression du gaz contenu dans le bouchon de gaz. Dans ce cas, lors du développement du gisement, la pression du réservoir diminue, le gas cap se dilate et le GOC descend. 10. 02. 2018 95

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET DES CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION gaz dans celui-ci et avec une perméabilité verticale élevée de la formation, le gaz remplit partiellement le bouchon de gaz m.

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Causes de séparation du gisement et de la zone aquifère : Ø une forte diminution de la perméabilité dans la zone périphérique du gisement à proximité de l'OWC ; Ø la présence de perturbations tectoniques qui limitent le gisement, etc. Conditions géologiques qui contribuent à la manifestation du régime de pression de gaz : la présence d'une grande couverture de gaz avec une énergie suffisante pour déplacer le pétrole ; hauteur importante de la partie pétrolière du gisement ; dépose une haute perméabilité de la formation verticalement; faible viscosité verticale de l'huile du réservoir (2 - 3 m. Pa s). 10. 02. 2018 97

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Au cours du développement du gisement, du fait de l'abaissement du GOC, le volume de la partie pétrolière du gisement est réduit. Pour éviter les percées prématurées de gaz dans les puits de pétrole, la partie inférieure de l'épaisseur saturée de pétrole y est perforée à une certaine distance du GOC. Lors du développement dans des conditions de pression de gaz, la pression du réservoir diminue constamment. Le taux de son déclin dépend du taux de son déclin dépend du rapport des volumes des parties gaz et pétrole du gisement, 10. 02. 2018 98

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION ORF en mode pression de gaz 0, 4. Cela s'explique par l'instabilité du front de déplacement (mouvement conduisant du gaz à travers les parties les plus perméables du réservoir), formation de cônes de gaz, efficacité réduite du déplacement du pétrole par le gaz, par rapport à l'eau. 10.02.2018 99

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Le GOR moyen du gisement dans la période initiale de développement peut rester approximativement constant. Lorsque le GOC est abaissé, le gaz du bouchon de gaz pénètre dans les puits, le gaz est libéré du pétrole, la valeur du facteur gaz commence à augmenter fortement et le niveau de production de pétrole diminue. La production d'huile s'effectue pratiquement sans eau associée. Dans sa forme pure, on le trouve à Krasnodar 10. 02. 2018 100

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION , déplacent le pétrole vers les puits. Le mode dans sa forme pure se manifeste en l'absence de l'influence de la région aquifère, avec des valeurs proches ou égales de la pression initiale du réservoir et de la pression de saturation, avec une teneur accrue en gaz du pétrole du réservoir, 10. 02. 2018 101

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Au cours du développement, la saturation en huile de la formation diminue, le volume du gisement reste inchangé. À cet égard, dans les puits de production, toute l'épaisseur saturée d'huile de la formation est perforée. 10.02.2018 102

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET DES CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION le facteur gaz est initialement constant, puis augmente et plusieurs fois supérieur à la teneur en gaz de formation, le dégazage de l'huile de formation entraîne une augmentation significative de sa viscosité, au fil du temps, du fait du dégazage de l'huile de formation, le GOR diminue significativement, sur toute la période de développement, la valeur moyenne du facteur gaz de gisement est 4 à 5 fois supérieure à 103 10. 02 2018

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION La formation de cratères de dépression étroits à proximité de chaque puits est typique. L'implantation des puits producteurs est plus dense que dans les régimes avec déplacement du pétrole par l'eau. Facteur de récupération final 0,2 - 0,3, et avec une faible teneur en gaz - 0,15. 10. 02. 2018 104

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION 5. Mode gravitaire - le pétrole se déplace dans le réservoir vers les puits sous l'influence de la gravité du pétrole lui-même. Il fonctionne lorsque le gisement ne dispose pas d'autres sources d'énergie ou que leur réserve est épuisée. Il se manifeste après l'achèvement du régime des gaz dissous, c'est-à-dire après le dégazage de l'huile et une diminution de la pression du réservoir. Bien que, parfois, cela puisse être naturel. La manifestation du régime est facilitée par une hauteur importante de la partie saturée en pétrole du réservoir, 10. 02. 2018 105

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Le débit augmente avec la diminution des marques hypsométriques des intervalles de pénétration des formations. La partie supérieure du réservoir est progressivement remplie de gaz libéré du pétrole, le volume (de la partie pétrolière) du réservoir diminue et le pétrole est retiré à un rythme très faible - jusqu'à 1% par an des réserves récupérables. La pression du réservoir dans ce mode est généralement de dixièmes de MPa, teneur en gaz - unités de mètres cubes par 1 m3.

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION RESUME 1. Actuellement, les régimes naturels ne sont utilisés que s'ils permettent une récupération d'huile de 40 % ou plus. régime d'entraînement élastique actif de l'eau. 2. Le mode d'entraînement élastique de l'eau dans sa forme pure fonctionne généralement lorsque les premiers 5 à 10 % des réserves de pétrole récupérables sont extraits, 3. Lorsque la pression du réservoir descend en dessous de la pression de saturation, le mode gaz dissous devient d'une importance primordiale. 4. Les régimes naturels inefficaces, généralement, au tout début du développement, sont convertis en plus de 10. 02. 2018 107

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION 5. Le type de régime doit être établi dès les premiers stades de l'élaboration des premiers documents d'aménagement afin de bien étayer le système d'aménagement, de résoudre la question de la nécessité d'influencer le réservoir, de sélectionner la méthode de stimulation. 6. Le type de régime est déterminé sur la base de l'étude des caractéristiques géologiques et hydrogéologiques du système de pression d'eau dans son ensemble et des caractéristiques géologiques et physiques du gisement lui-même. 10.02.2018 108

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS D'EXPLOITATION DU SYSTEME DE PUITS DE PRODUCTION par rapport à la zone d'approvisionnement, facteurs qui déterminent la connexion hydrodynamique des différents points du système (conditions d'occurrence, perméabilité, nature 10.02.2018 109

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Pour le gisement étudié, il est nécessaire d'obtenir des données : propriétés de réservoir de pétrole et de gaz, sur les conditions thermobariques du réservoir. 10.02.2018 110

I. FACTEURS DÉTERMINANT LES CARACTÉRISTIQUES GÉOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES FORMATIONS DE PRODUCTION ET LES CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION 7. Les analogues déterminant le mode de développement d'un gisement sont préalablement mis en exploitation des gisements du même horizon présentant une caractéristique géologique et physique similaire. 8. En l'absence ou l'insuffisance de données indirectes, une partie du gisement est mise à l'essai en exploitation de courte durée (puits d'exploration), au cours de laquelle sont mesurés et contrôlés : les variations de pression de réservoir dans le gisement lui-même et dans l'aquifère région, le comportement du facteur gaz, la coupe d'eau dans les puits, la productivité, l'interaction du réservoir avec la région de bordure et l'activité de cette dernière (observation de la pression en piézométrique 111 10. 02. 2018

I. FACTEURS DETERMINANT LES CARACTERISTIQUES GEOLOGIQUES ET PHYSIQUES DES RESERVOIRS DE PRODUCTION ET CONDITIONS D'EXPLOITATION DES PUITS DE PRODUCTION Lorsque les puits piézométriques sont situés à des distances différentes du gisement, non seulement le fait même de cette interaction peut être révélé, mais aussi la nature de la dépression générale entonnoir dans le réservoir. Les puits de production de plomb pour la production d'essai sont forés pour obtenir les informations nécessaires dans un laps de temps relativement court, car ces puits peuvent produire une récupération élevée de pétrole dans un court laps de temps. 10. 02. 2018 112

Pendant l'exploitation des puits, leur productivité diminue pour un certain nombre de raisons. Par conséquent, les méthodes d'impact artificiel sur la zone de fond de puits sont un moyen puissant d'augmenter l'efficacité de la récupération du pétrole.

Parmi les méthodes de gestion de la productivité des puits en influant sur la zone de fond de puits, toutes n'ont pas la même efficacité, mais chacune d'elles ne peut donner le maximum d'effet positif que si un puits spécifique est sélectionné. Par conséquent, lors de l'utilisation de l'une ou l'autre méthode d'impact artificiel sur la zone de fond de puits, la question de la sélection des puits est fondamentale. Dans le même temps, les traitements, même efficaces, effectués dans des puits individuels peuvent ne pas avoir d'effet positif significatif sur l'ensemble du gisement ou du champ. Tant du point de vue de l'intensification du développement des réserves que du point de vue de l'augmentation du facteur ultime de récupération du pétrole.

La technologie du système implique essentiellement l'intensification de la production de réserves de pétrole mal drainées à partir de réservoirs hétérogènes, et détermine également les principes de l'effet maximal obtenu lors de l'utilisation de méthodes pour augmenter la productivité des puits. Des réserves faiblement drainées se forment également dans les réservoirs à forte hétérogénéité de filtration, lorsque le pétrole n'est remplacé par de l'eau injectée que dans des écarts de perméabilité élevés, conduisant à un faible balayage du réservoir par inondation.

La solution des problèmes spécifiques de participation à l'exploitation des réserves mal drainées et d'augmentation de la productivité des puits repose sur d'assez nombreuses technologies d'intensification de l'exploitation des réserves.

Dans les zones du gisement, dans la section desquelles se trouvent des intercalaires très perméables lavés à l'eau, qui prédéterminent la faible couverture de l'objet par les inondations, il est nécessaire d'effectuer des travaux pour limiter et réguler les apports d'eau.

Dans de tels travaux, une condition indispensable pour la technologie du système est l'impact simultané sur les zones proches du bord des puits d'injection et de production.

Avant de déterminer le type d'impact, le gisement ou une partie de celui-ci doit être divisé en zones caractéristiques. Parallèlement, dans la période initiale de développement du site, il est possible de réaliser des travaux pour augmenter la productivité des puits, puis, lors des inondations, des mesures de régulation (limitation) des apports d'eau.

Il convient de noter que lors de l'identification d'une zone de gisement avec une hétérogénéité zonale et couche par couche fortement prononcée, tout d'abord, les zones de fond de puits qui forment les directions principales des flux de filtration sont soumises à un impact artificiel, ce qui permet de changer ces directions en temps opportun afin d'impliquer les zones non drainées dans le développement, augmentant ainsi la couverture de l'objet par les inondations. Lors de la réalisation de tels travaux, il est possible d'utiliser à la fois une technologie et un complexe de technologies différentes.

L'une des conditions importantes pour l'application de la technologie du système est la préservation d'une égalité approximative des volumes d'injection et de soutirage, c'est-à-dire toute mesure d'intensification des apports pétroliers doit s'accompagner de mesures d'augmentation de l'injectivité des puits injecteurs.

Les principes de base de la technologie système sont les suivants :

• 1. Le principe du traitement simultané des zones de fond des puits d'injection et de production dans la zone sélectionnée.
• 2. Le principe du traitement de masse de la zone CCD.
• 3. Le principe de périodicité de traitement CCD.
• 4. Le principe du traitement étagé des zones de fond de puits ayant ouvert des réservoirs hétérogènes.
• 5. Le principe de programmabilité du changement de sens des flux de filtration dans le réservoir en raison du choix des puits à traiter selon un programme préalablement spécifié.
• 6. Le principe de l'adéquation du traitement du puits aux conditions géologiques et physiques spécifiques, les propriétés de réservoir et de filtration du système dans la zone du puits et dans toute la zone.

Ainsi, la question du choix des puits pour le traitement des zones de fond est l'une des plus importantes.

Ministère de l'éducation et des sciences de la Fédération de Russie
Branche du budget de l'État fédéral pour l'éducation
établissements d'enseignement professionnel supérieur
"Université d'État d'Oudmourtie" dans la ville de Votkinsk

Test
Dans la discipline "Gestion de la productivité des puits et
intensification de la production pétrolière"

Rempli par : étudiant du groupe З-Вт-131000-42(k)
Lonshakov Pavel Sergueïevitch

Vérifié par: Candidat en sciences techniques, professeur agrégé Borkhovich S.Yu.

Votekinsk 2016

Sélection de puits candidats pour le traitement des zones de fond de puits.

La principale raison de la faible productivité des puits, associée à une mauvaise perméabilité naturelle du réservoir et à une perforation de mauvaise qualité, est une diminution de la perméabilité de la zone de formation de fond.
La zone proche du fond du réservoir est la zone du réservoir autour du puits de forage, qui est soumise à l'impact le plus intense de divers processus qui accompagnent la construction du puits et son environnement ultérieur et violent l'équilibre initial mécanique et physico - état chimique du réservoir.
Le forage lui-même introduit un changement dans la répartition des contraintes internes dans la roche environnante. Une diminution de la productivité du puits lors du forage se produit également du fait de la pénétration de la solution ou de son filtrat dans la zone de formation de fond. Lorsque le filtrat interagit avec l'eau saline de formation, des sels insolubles peuvent se former et précipiter, gonflement du ciment argileux et colmatage des émulsions stables, et diminution de la perméabilité de phase des puits. Il peut également y avoir une perforation de mauvaise qualité due à l'utilisation de perforateurs de faible puissance, en particulier dans les puits profonds, où l'émulsion d'explosion de charge est absorbée par l'énergie des pressions hydrostatiques élevées.
Une diminution de la perméabilité de la zone de formation de fond de trou se produit pendant l'exploitation du puits, accompagnée d'une violation de l'équilibre thermobarique dans le système de réservoir et de la libération de gaz libre, de paraffine et de substances résineuses d'asphalte du pétrole, qui obstruent l'espace de vapeur de le réservoir.
Une contamination intensive de la zone de formation du fond de puits est également constatée suite à la pénétration de fluides de travail lors de divers travaux de réparation dans les puits. L'injectivité des puits d'injection se dégrade du fait du colmatage de l'espace poreux par les produits pétroliers contenus dans l'eau injectée. En raison de la pénétration de tels processus, la résistance de la filtration des liquides et des gaz augmente, les débits des puits diminuent et il est nécessaire de stimuler artificiellement la zone de formation du fond de puits afin d'augmenter la productivité des puits et d'améliorer leur connexion hydrodynamique avec le formation.
Dans les puits dont la zone de fond de puits est contaminée, on observe une baisse de la production de fluide tout en conservant les mêmes conditions opératoires, des débits plus faibles par rapport aux puits voisins de ce champ. L'identification de ces puits est effectuée sur la base de données de terrain ou à la suite d'un calcul. La méthode de calcul est la suivante : le rayon de l'aire de drainage du puits est estimé et le débit de fluide est calculé à l'aide de la formule de Dupuis ; si le débit calculé est nettement supérieur au débit réel, alors on peut supposer qu'il y a contamination de la zone de fond. De plus, la détérioration des propriétés du réservoir dans la zone de fond de puits peut être identifiée sur la base des résultats des études hydrodynamiques.
L'efficacité de l'application de l'une ou l'autre méthode d'influence sur l'objet de développement est déterminée par les caractéristiques géologiques du réservoir, les propriétés des fluides du réservoir et les paramètres caractérisant l'état de développement. Le choix des puits pour le BHT en fonction des caractéristiques moyennes du gisement n'est pas toujours réussi, en particulier pour les gisements carbonatés productifs, caractérisés par une hétérogénéité couche par couche et zonale des réservoirs, tant en structure qu'en propriétés.
Les principaux critères géologiques qui déterminent le succès de l'application BHT sont les suivants :
un. type de collecteur (fracturé, fracturé-poreux ou poreux), qui détermine la composition du composant pour les compositions d'étanchéité (par exemple, pour ...

Le pétrole étant produit dans le CDNG, les activités concernent principalement les travaux avec les puits de production. Optimisation du fonctionnement des puits de production avec une diminution de la pression de fond, c'est-à-dire une modification de l'agencement des équipements de fond afin d'assurer un débit plus élevé.

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Conférence 1

Thème : interprétation des résultats d'études hydrodynamiques de puits pour la prise de décisions de gestion.

Introduction

Méthodes de gestionil s'agit de tous les types d'impacts technologiques sur les installations qui ne sont pas liés à des changements dans le système de développement et qui visent à améliorer l'efficacité du développement du champ.

La gestion du développement des champs pétroliers et gaziers est nécessaire pour assurer le respect des indicateurs de développement prévus et réels. La gestion du développement est souvent appelée « gestion du développement », c'est-à-dire il est nécessaire de rapprocher les volumes de production prévus des volumes réels. Il y a 2 ateliers principaux dans l'atelier de production pour la production de pétrole et de gaz (CDNG) et le maintien de la pression des réservoirs (RPM). Le pétrole étant produit dans le CDNG, les activités concernent principalement les travaux avec les puits de production.

1. Optimisation du fonctionnement des puits de production avec une diminution de la pression de fond, c'est-à-dire modifier la disposition des équipements de fond de puits afin de fournir un débit plus élevé.
2. Gestion de la productivité des puits d'intensification (traitement acide des puits forés, fracturation hydraulique, déviation).

Classification des méthodes de gestion

1) Augmentation de la productivité du puits due à diminuer pression de fond.

2) Impact sur la zone de fond de puits (gestion de la productivité) afin d'intensifier l'apport (injectivité) - fracturation hydraulique, déviation, traitements acides, etc.

3) Arrêt des puits de coupure de hautes eaux.

1. Soulever pression de fond des puits d'injection ;
2. forer des puits de production supplémentaires (au sein du fonds de réserve) ou restituer des puits d'autres horizons.
3. Transfert du front d'injection.
4. Utilisation de l'inondation ponctuelle.
5. Réalisation de travaux d'isolation.
6. Alignement du profil d'afflux ou d'injectivité ;
7. Application de nouvelles méthodes de récupération assistée du pétrole.

OPTIMISATION DE L'EXPLOITATION DU PUITS augmentation de la productivité grâce à la réduction de la pression de fond.

Sélection de puits pour optimiser leur fonctionnement faible coupe d'eau, facteur de productivité élevé et réserve de réduction de pression de fond.

Lors de l'optimisation du fonctionnement d'un puits, il est nécessaire d'évaluer l'augmentation du taux de production avec une diminution de la pression de fond.

Si le puits avant l'optimisation fonctionne avec un certain débit de fluide à la pression de fond correspondante, il est faux de supposer qu'avec une diminution de la pression de fond, sa productivité restera certainement et l'augmentation du taux de production peut être déterminée par la valeur de productivité dans le cas de base.

Lors de l'abaissement de la pression au fond du trou, il convient de prendre en compte les processus physiques se produisant dans le réservoir (principalement dans les zones proches du puits de forage), tels que la déformation, la croissance de la saturation en gaz, etc.

Il est donc nécessaire d'étayer les modèles d'apport en tenant compte des écarts à la loi de Darcy linéaire dont les paramètres sont déterminés lors des études hydrodynamiques des puits (HPT).

1. Mishchenko I.T. Puits de production de pétrole.
2. Bravichev, Bravicheva Paliy. Chapitre 9

Tous les modèles analytiques de l'afflux (sous forme de formules spécifiques) contiennent des paramètres caractérisant le réservoir et les propriétés physiques du système. Ces propriétés sont déterminées en moyenne sur l'ensemble du volume drainé : perméabilité équivalente dans le volume drainé, piézo et conductivité hydraulique. Par conséquent, les formules d'afflux peuvent être utilisées pour évaluer les capacités de production des puits lors de la justification de la méthode d'exploitation avec l'option de disposition des équipements.

Dans la gestion du développement d'un réservoir hétérogène, l'évaluation de paramètres équivalents ne reflète pas l'image réelle des débits de filtration. Ainsi, dans le cas de volumes de drainage hétérogènes, l'interprétation des résultats d'essais de puits est effectuée lors de leur reproduction à l'aide de logiciels de modélisation hydrodynamique.

Modèles linéaires d'afflux utilisés pour évaluer les capacités de production des puits dans un réservoir homogène (en optimisation).

1. Évaluation des capacités de production des puits avec une diminution de la pression de fond (dans le cas d'une ligne indicatrice linéaire).

Pour la filtration radiale selon la loi de Darcy, il existe la formule de Dupuis.

(1)

où le coefficient de proportionnalité entre le débit et le rabattement est appelé facteur de productivité du puits,

k la perméabilité du système « réservoir-fluide », déterminée lors des études géophysiques du matériau de carotte dans les conditions initiales du réservoir (pression initiale du réservoir et saturation en eau du réservoir, égales à rue S.). R au rayon d'influence du puits (en l'absence de données la moitié de la distance entre les puits).

2. Il est nécessaire d'estimer l'indice de productivité réel du puits. Ceci est généralement dû au fait que lorsqu'un réservoir est excité par un puits, des processus technogéniques primaires se produisent (même à de faibles rabattements), conduisant à l'apparition de résistances de filtration supplémentaires.

Processus technogéniques primaires se produisant dans les zones proches du puits de forage:

1. pénétration de fluide tueur et de fluide de rinçage pendant le reconditionnement souterrain et le développement du puits ;
2. pénétration d'impuretés mécaniques et de produits de corrosion des métaux lors de la destruction ou du rinçage du puits ;
3. déformation de la roche au fond du trou lors du forage ;

De plus, la plupart des puits sont imparfaits en termes de degré et de nature de l'ouverture de la formation productive, de sorte que l'afflux se produit par des perforations et non sur toute la surface latérale du puits.

Au cours des procédés technogéniques primaires, des résistances de filtration supplémentaires apparaissent, entraînant une diminution du débit. Car ces résistances dépendent d'un très grand nombre de facteurs, il est impossible de les évaluer analytiquement. Ils sont pris en compte en introduisant le paramètre S , appelé facteur cutané. S est déterminé à partir des résultats des études hydrodynamiques des puits par la méthode des changements successifs des sélections en régime permanent.

(2)

(3)

Si le facteur de productivité réel est suffisamment élevé et qu'une légère diminution de la pression de fond de puits peut entraîner une augmentation significative de la production du puits, alors l'abaissement de la pression de fond de puits en tant que méthode de gestion du développement est justifié.

Par exemple, si le facteur de productivité réel est de 15 m 3 /(jour·MPa), puis la diminution de la pression de fond même de 5 atm. conduit à une augmentation du débit jusqu'à 7,5 m 3 jours

La pression de fond de trou peut être réduite en modifiant les modes et les tailles standard de l'équipement de fond de trou dans la configuration de base. Pour ce faire, vous devez connaître les méthodes de sélection de l'option de mise en page pour les principales méthodes de fonctionnement. C'est l'une des tâches que nous traiterons dans les ateliers.

Si le facteur de productivité réel est faible, ce mode de gestion n'est pas efficace.

Par exemple, si le facteur de productivité réel est de 2 m 3 /(jour·MPa), puis la diminution de la pression de fond de 5 atm. conduit à une augmentation du débit de seulement 1 m 3 jours

Dans ce cas, il est nécessaire d'utiliser la deuxième méthode de contrôle ainsi que le contrôle de la productivité.

1. Choix de la méthode de contrôle de la productivité du puits.

2. Évaluation des critères technologiques - augmentation de la cadence de production, etc.

La solution de ce problème est réalisée avec une modélisation hydrodynamique du processus de développement.

Par exemple, si le détournement est utilisé comme méthode de contrôle, les calculs hydrodynamiques doivent viser à justifier les paramètres de la technologie spécifiée (longueur du puits horizontal, profil, etc.).

Pour 1 position, il est nécessaire de déterminer la taille de la zone de fond du puits.

Par exemple, si la zone de fond du puits est de 10 m ou plus, le traitement à l'acide peut être inefficace. Cela se produit dans les réservoirs carbonatés qui absorbent la boue, les fluides de développement, la fourrure. impuretés, etc...

3. Des résistances de filtration supplémentaires surviennent en raison de la formation près du puits, la zone dite de fond de puits. La zone de fond de trou a des paramètres de conception k CCD et R CCD (fig. 2)

(4)

La formule est dérivée en fonction de la continuité du flux filtrant : l'afflux vers la zone de fond doit être égal à l'afflux vers le fond.

Naturellement, il existe une relation entre le facteur de peau et les paramètres calculés de la zone de fond

(5)

En pratique, la taille de la zone de fond du puits est souvent négligée et le débit est calculé à l'aide de la formule (6)

(6)

Dans ce cas, on obtient une valeur surestimée de la perméabilité de la zone de fond du puits. Lors du traitement des résultats des études hydrodynamiques pour un grand nombre de champs de la région Oural-Volga et de la Sibérie occidentale, un coefficient d'adaptation a été obtenu qui permet une évaluation plus adéquate de ce paramètre. Coefficient d'adaptation, c'est-à-dire qu'il existe des prévisions optimistes et pessimistes.

Méthode d'estimation des paramètres de la zone de fond d'un puits selon un test de puits.

1. Le facteur de productivité réel du puits est déterminé à l'aide des méthodes de la théorie mathématique de l'expérience (méthode des moindres carrés).

2. Une valeur surestimée de la perméabilité de la zone de fond est estimée (formulaire 6).

3. A l'aide du coefficient d'adaptation, la perméabilité de la zone de fond est spécifiée.

4. Le rayon de la zone de fond du puits est calculé (formulaire 4).

5. Le facteur de peau et le rayon réduit du puits sont calculés.

Exemple. Soit la valeur du coefficient de productivité du puits égale à 2 m 3 /(jour MPa). Les données initiales nécessaires aux calculs sont les suivantes : la perméabilité de la zone éloignée (hors CCD) - 100 10-15 m2 ; le rayon du contour d'alimentation du puits est de 150 m; rayon du puits 0,1 m; épaisseur productive dénudée 10 m; le coefficient volumétrique et la viscosité dynamique du liquide sont respectivement égaux à 1 et 5 10-3 Pa s

La perméabilité du réservoir, déterminée en fonction du facteur de productivité, est de 13,47 10-15 m2 , en tenant compte de la nécessité de sous-estimer la valeur spécifiée pour le CCD - k CCD peut aller de 9,62 10 -15 à 11.225  10 -15 . Le rayon de la zone de fond, déterminé par la formule (4), varie de 14,83 à 37,97 m.

Ainsi, le détournement, plutôt que le traitement à l'acide, peut être proposé comme mode de gestion.

L'étape suivante consiste à réaliser des calculs hydrodynamiques multivariants (séminaires).

5. Pour une faible dépressionles paramètres de puits de forage et le facteur de peau sont des paramètres du modèle d'afflux LINÉAIRE. Ces paramètres sont déterminés par les méthodes de la théorie mathématique de l'expérience (dans ce cas, la méthode des moindres carrés).

La méthode des moindres carrés est la suivante.

1. Une série variationnelle de valeurs du paramètre étudié est construite sur la base des résultats des études géologiques et géophysiques et de l'expérience de terrain.

2. Le critère est calculé F pour chaque valeur du paramètre étudié :

Si le nombre estimé de valeurs de paramètres m , alors le critère est calculé m fois.

Le paramètre souhaité correspond à la plus petite valeur calculée du critère F.

• La valeur estimée du débit peut être obtenue à partir de la formule de débit pour une valeur spécifique du paramètre souhaité. Donc, . Sur la base de ces valeurs calculées, le F1.
• La valeur calculée du débit peut être obtenue à l'aide d'un modèle hydrodynamique du volume de drainage à l'aide de produits logiciels. Dans ce cas, les tests de puits sont reproduits à l'aide des produits logiciels spécifiés.

Actuellement, lors de l'interprétation des essais de puits, la perméabilité équivalente (conductivité hydraulique, piézoconductivité) est estimée.

Ceci est justifié lors de l'évaluation des débits de puits.

Pour gérer l'aménagement, il est nécessaire de disposer d'informations non pas sur la perméabilité équivalente, mais sur l'hétérogénéité du volume de drainage. Par exemple, connaître la perméabilité en couches. Par conséquent, des produits logiciels pour la modélisation hydrodynamique sont utilisés.

S'il est nécessaire de déterminer les paramètres de l'équation d'afflux moyennés sur le volume de drainage, dans certains cas, un système dit d'équations normales est construit, qui est obtenu en différenciant le critère des moindres carrés par le paramètre souhaité.

Qu'il y ait une expérience active Yi (Xi), i =1,2…n . Il est nécessaire de déterminer les paramètres de la tendance linéaire Y=A+BX par la méthode des moindres carrés.

Critères de méthode.

Les paramètres A et B sont déterminés en résolvant le système d'équations suivant :

ou alors

6. Évaluation de la productivité réelle du puits.

Dans le cas général, l'équation d'afflux linéaire a la forme :

Si le paramètre C est significatif, alors il existe un gradient de pression initial (C négatif).

Donc, il y a bien des résultats de test, il faut déterminer les paramètres de la tendance linéaire Y-Q, X-.

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BUDGET DE L'ÉTAT FÉDÉRAL ÉTABLISSEMENT D'ENSEIGNEMENT DE L'ENSEIGNEMENT PROFESSIONNEL SUPÉRIEUR

"UNIVERSITÉ DU PÉTROLE ET DU GAZ DE L'ÉTAT DE TYUMEN"

Succursale à Nijnevartovsk

DÉPARTEMENT "MÉTIER DU PÉTROLE ET DU GAZ"

Test

Gestion de la production de puits

Rempli par l'étudiant gr.EDNbs-11(1) D.S. Arcs

Vérifié : enseignant D.M. Sakhipov

Nijnevartovsk 2014

Introduction

1. Méthodes de récupération assistée du pétrole à l'aide de solutions silicate-alcalines (SBR)

Bibliographie

Introduction

Un besoin objectif pour augmenter la couverture de la partie la moins perméable du réservoir par l'impact lors de l'arrosage progressif est de limiter la filtration de l'agent déshuileur à travers les intercalaires et les zones lavées du réservoir et l'écoulement dans les puits de production. Ceci doit conduire à une redistribution de l'énergie de l'eau injectée et à une couverture par l'impact d'intercalaires peu perméables. La solution de ce problème n'est pas possible sur la base de l'utilisation de méthodes conventionnelles d'isolement de l'eau dans les puits de production en raison du volume limité de la formation traitée uniquement dans la zone de fond de puits. Des méthodes sont nécessaires pour permettre de pomper de grands volumes de masses d'imperméabilisation dans des zones éloignées en utilisant des matériaux et des produits chimiques bon marché et disponibles.

À l'heure actuelle, un grand nombre de méthodes pour augmenter l'efficacité de balayage du réservoir sont bien connues, telles que l'injection d'eau épaissie avec des polymères, de la mousse, l'injection périodique de réactifs dans le réservoir qui réduisent la perméabilité d'intercalaires individuels hautement perméables lavés avec un agent de déplacement , des solutions silicate-alcalines (SAS), des systèmes dispersés de polymères (PDS), ainsi que diverses compositions de produits chimiques gélifiant dans des conditions de réservoir.

1. Méthodes de récupération assistée du pétrole à l'aide de solutions silicate-alcalines (SBR).

La méthode d'inondation alcaline des réservoirs de pétrole est basée sur l'interaction des alcalis avec le pétrole et la roche du réservoir. Lorsque l'alcali entre en contact avec l'huile, il interagit avec les acides organiques, entraînant la formation de tensioactifs qui réduisent la tension interfaciale à l'interface de la solution huile-alcali et augmentent la mouillabilité de la roche avec l'eau. L'utilisation de solutions alcalines est l'un des moyens les plus efficaces pour réduire l'angle de contact du mouillage de la roche avec l'eau, c'est-à-dire l'hydrophilisation d'un milieu poreux, ce qui entraîne une augmentation de l'efficacité de déplacement de l'huile par l'eau.

Riz. 1 L'utilisation de méthodes chimiques pour déplacer l'huile

Parmi les compositions formant des sédiments, les compositions silicate-alcalines (SJS), les solutions alcalines-polymères (ASP), l'eau ammoniacale, la méthylcellulose, basées sur l'interaction avec l'eau de formation avec la formation d'un précipité insoluble, sont actuellement considérées comme répandues.

La sédimentation in situ nécessite l'interaction de silicates de métaux alcalins avec un sel de métal divalent et d'hydroxyde de sodium ou de soude avec des métaux polyvalents. La technologie est basée sur l'utilisation d'une injection de silicate alcalin dans l'injection alternée d'un bouchon de solution de silicate de métal alcalin et d'une solution de sel de métal divalent séparés par un bouchon d'eau douce. En tant que silicate de métal alcalin, on peut utiliser de l'orthosilicate, du métasilicate et du pentohydrate de sodium et de potassium qui, lorsqu'ils interagissent avec le chlorure de calcium, forment un précipité gélifiant. Dans le même temps, les solutions de ces silicates à une concentration d'environ 1% en solution ont une valeur de pH proche de 13.

Une autre technologie prévoit l'injection séquentielle de solutions de bouchons d'alcali et de fer ferrique. À la suite de l'interaction de l'alcali avec des sels de cations multivalents, au contact des bords, un précipité volumineux et peu soluble d'hydroxydes de cations multivalents se forme. Cependant, le contrôle des processus de sédimentation dans des conditions de réservoir par injection d'alcalis est une tâche assez difficile.

Dans les champs de Sibérie occidentale, l'inondation alcaline a été l'une des premières méthodes de stimulation physique et chimique de la formation. La méthode d'influence est utilisée depuis 1976. Tous les résultats obtenus au cours d'une vaste expérience de terrain méritent attention. Ici, deux modifications de l'injection de solutions alcalines à faible concentration dans le réservoir sont testées, ce qui indique une faible efficacité de la méthode. La première expérience de terrain sur l'injection d'une solution alcaline concentrée a été réalisée en 1985 sur le champ de Trekhozernoye, où un rebord d'une solution alcaline à 10% d'une taille de 0,14% du volume des pores du site a été injecté dans deux puits d'injection . Pour les puits individuels produits en 4-5 mois. il y a eu une diminution de la coupe d'eau des produits fabriqués. Ainsi, la réduction d'eau au début de l'expérience était de 55 à 90 %, puis elle a diminué à 40 à 50 %. Et ce n'est qu'à la fin de 1990 que la coupure d'eau est passée à 70-80 %. Une diminution aussi forte de la coupe d'eau du produit fabriqué peut s'expliquer par une modification de la couverture du réservoir par l'impact en épaisseur dû au colmatage des zones chassées par l'eau du réservoir et à l'activation d'intercalaires préalablement non inondés. En général, 58,8 milliers de tonnes d'huile ont été obtenues sur le site pilote pendant la période de mise en œuvre, avec une efficacité technologique spécifique de 53,5 tonnes par tonne de réactif injecté. Des résultats similaires ont été obtenus sur le champ de Toluomskoye. Bien que les caractéristiques du réservoir soient sensiblement pires: une plus grande dissection, une perméabilité et une productivité plus faibles. Le volume de la jante injectée était de 0,3% du volume des pores de la formation, la zone au début de l'expérience était arrosée de 40--50%, après injection de la solution alcaline, la coupe d'eau a diminué à 20-30% .

La production supplémentaire d'huile s'est élevée à 35 800 tonnes, soit 42,4 tonnes par tonne de réactif usé. Les résultats positifs obtenus de l'expérience sur le terrain indiquent que la technologie est efficace pour les formations à perméabilité moyenne et faible de faible épaisseur (jusqu'à 10 m).

Les essais sur le terrain de la méthode de stimulation pour les objets représentés par une épaisseur de réservoir significative de 15 m ou plus, tels que le gisement North Martym'inskaya et le gisement Martymya-Teterevskaya, n'ont pas montré une faible efficacité de son application.

Une solution alcaline à 1% a été largement utilisée dans quatre champs de la région de Perm (Shagirtsko-Gozhansky, Padunsky, Opalikinsky et Berezovsky), depuis 1978. La mise en œuvre commerciale a été réalisée depuis 1983 sur quatre sites expérimentaux avec 13 puits d'injection et 72 puits de production. . Au 1er janvier 1991, la production supplémentaire de pétrole dans toutes les zones s'élevait à 662 400 tonnes. L'augmentation de la récupération de pétrole s'élevait à 5,6 %. Dans la première section, l'augmentation du facteur de récupération d'huile a atteint 25,4 %. Il a le plus grand rebord avec une taille d'un volume de pores de la formation. solution de récupération d'huile injection alcaline

Des expériences sur la modification de la mouillabilité montrent qu'une solution alcaline à 1% augmente l'hydrophilie des roches terrigènes et ne modifie pas la mouillabilité des calcaires, tandis que la consommation d'alcali et la quantité de sédiments augmentent avec l'augmentation de la salinité de l'eau et de la concentration en alcali. Lorsque la minéralisation de l'eau est de 265 g/l, la quantité maximale de sédiments est formée - 19 g/l, la consommation d'alcali est de 2,5 mg/g de roche. Les propriétés de déplacement d'huile des solutions alcalines ont été évaluées à l'aide d'une centrifugeuse. L'injection séquentielle de solutions augmente l'efficacité du déplacement de 2,5 à 4 %.

La technologie de contrôle de la perméabilité des canaux conducteurs d'eau de la formation avec des solutions alcalines de silicate a été introduite en plusieurs modifications. La principale modification comprend l'injection de bords séparateurs d'eau douce et d'une solution (un mélange d'hydroxyde de sodium, de verre liquide, de polyacrylamide). L'injection de jantes est répétée périodiquement après 1 à 3 ans, principalement pendant 10 à 15 ans. Les bourrelets d'agents de déplacement d'huile sont injectés dans l'ordre suivant : eau usée minéralisée injectée pour déplacer l'huile ; bord de séparation d'eau douce; un bouchon de solution d'hydroxyde de sodium. Cependant, la technologie envisagée ne vise qu'à réguler la perméabilité du réservoir et ne peut bloquer efficacement les zones réservoirs arrosées sélectivement, ce qui n'est possible qu'en cas d'injection de volumes importants de slug.

Bibliographie

1. Sourgoutchev M.L. Méthodes secondaires et tertiaires de récupération assistée du pétrole.

2. Amelin I.D., Surguchev M.L., Davydov A.V. Prévision du développement des gisements de pétrole à un stade tardif.

3. Shelepov V.V. L'état de la base de matières premières de l'industrie pétrolière en Russie Augmentation de la récupération du pétrole.

4. Surguchev M.L., Zheltov Yu.V., Simkin E.M. Microprocessus physiques et chimiques dans les réservoirs de pétrole et de gaz.

5. Klimov A.A. Méthodes de récupération assistée du pétrole.

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