Новые технологии изучения и моделирования остаточной нефтенасыщенности в заводнённых пластах тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Мо Цзяли

• Мо Цзяли
• кандидат наук
• 2026

Оглавление диссертации кандидат наук Мо Цзяли

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 СОСТОЯНИЕ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ И МЕХАНИЗМ ЕЁ ОБРАЗОВАНИЯ

1.1 Состояние остаточной нефти

1.1.1 Остаточная нефть в связанном состоянии

1.1.2 Остаточная нефть в полусвязанном состоянии

1.1.3 Остаточная нефть в свободном состоянии

1.2 Микроскопический механизм образования остаточной нефти

1.3 Технология исследования и метод распределения остаточной нефти

1.3.1 Макромасштабные исследования

1.3.2 Микромасштабные исследования

1.4 Отечественные и зарубежные исследования

ГЛАВА 2 РАЗРАБОТКА НОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ ИЗУЧЕНИЯ СТРУКТУРЫ И ПОДВИЖНОСТИ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

2.1 Метод ядерно-магнитного резонанса

2.1.1 Технология изучения структуры порового пространства по данным комбинации метода ЯМР и ртутной порометрии

2.1.2 Технология определения проницаемости керна с помоцью метода ЯМР

2.2 Метод релаксометрии ядерно-магнитного резонанса

2.3 Экспериментальные методы и результаты

2.4 Выводы

ГЛАВА 3 АНАЛИЗ ПОДВИЖНОСТИ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ ПРИ ОБЫЧНОМ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОМ ЗАВОДНЕНИИ (КАПИЛЛЯРНЫЕ КРИВЫЕ ВЫТЕСНЕНИЯ)

3.1 Вытеснения нефти водой

3.2 Химическое заводнение

3.2.1 Заводнение ПАВ

3.2.2 Полимерное заводнение

3.2.3 ПАВ-полимерное заводнение

3.2.4 ASP заводнение

3.3 Применения химических методов увеличения нефтеотдачи (ХМУН) на нефтяных месторождениях

3.4 Выводы

ГЛАВА 4 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ЧИСЛЕННОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ЗАВОДНЕНИЯ С УЧЕТОМ ТЕХНОГЕННЫХ ИЗМЕНЕНИЙ

4.1 Математическая модель двухфазной фильтрации

4.1.1 стандартная модель

4.1.2 Модель начального градиента давления

4.1.3 Модель динамической вязкости

4.1.4 Модель изменения смачиваемости

4.2 Результаты моделирования и обсуждение

4.3 Выводы

ГЛАВА 5 АНАЛИЗ ДИНАМИКИ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ НЕЙРОСЕТЕВОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

5.1 Нейронная сеть обратного распространения ошибки

5.2 Экспериментальные методы

5.3 Экспериментальные результаты и обсуждение

5.4 Выводы

ГЛАВА 6 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РАЗРАБОТАННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ДЛЯ ОБВОДНЁННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КНР

6.1 Геолого-физические характеристика месторождения района исследования

6.1.1 Построение сети

6.1.2 Обработка данных ртутной порометрии

3

6.1.3 Геолого-физические параметры

6.2 Воспроизведение истории разработки

6.3 Микроскопические характеристики распределения остаточной нефти в блоке

6.4 Выводы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

Большинство уникальных и крупных нефтяных месторождений мира находятся на поздней и завершающей стадиях разработки. При нефтеизв лечении природное состояние пласта изменяется, и остаётся значительное количество нефти (остаточная нефть). Остаточная нефть - сложная техно-природная система с особыми свойствами, которые формируются в процессе длительного заводнения.

Лабораторные эксперименты по вытеснению нефти проводятся по стандартной технологии, которая предполагает полное обводнение модели, однако такая технология не позволяет изучать остаточную нефтенасыщенность (ОНН) при меняющихся параметрах вытеснения и техногенных изменениях пласта.

Стандартный анализ керна, отобранного из обводнённых участков залежи, также не позволяет оценить количество условно-подвижной (капиллярно защемлённой) остаточной нефти.

Определённая по стандартной технологии ОНН традиционно рассматривается как петрофизическое свойство коллектора (физическая ОНН), и в настоящее время структура и подвижность физической ОНН хорошо исследованы. Однако в промысловых условиях не происходит полного обводнения пластов, поэтому формируется технологическая ОНН, зависящая от степени обводнения пласта. Структура технологической ОНН не изучена.

Современные коммерческие программные комплексы моделирования разработки не учитывают техногенные изменения пласта и особенности фильтрации в этих пластах. Это снижает достоверность долговременного прогноза технологической ОНН.

Изменяющиеся условия вытеснения нефти характеризуются значениями капиллярного числа. Хорошо изучены взаимосвязи ОНН со значениями капиллярного числа при обычном заводнении. Однако эти взаимосвязи меняются при физико-химическом заводнении, и эти изменения требуют специального анализа.

Решение этих актуальных проблем является предметом настоящей диссертационной работы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Новые технологии изучения и моделирования остаточной нефтенасыщенности в заводнённых пластах»

Цель работы

Целью диссертационной работы является разработка технологий изучения и моделирования технологической остаточной нефтенасыщенности в заводнённых пластах для обоснования технологических решений её доизвлечения.

Основные задачи исследований

1. Исследование состояния технологической остаточной нефти и механизма её образования на поздней стадии разработки и анализ существующих технологий изучения её структуры и подвижности.

2. Проведение экспериментальных исследований микроскопического состояния технологической остаточной нефти в ненарушенном керне с

применением двумерных спектров сигналов ядерного магнитного резонанса (ЯМР). Демонстрирование влияния структуры порового пространства и смачиваемости на состояние остаточной нефти для анализа её форм и структуры.

3. Обобщение опытных данных на основе полученных и известных экспериментальных исследований формирования остаточной нефтенасыщенности. Получение кривых капиллярного вытеснения при химическом заводнением.

4. Разработка расчетно-экспериментального метода для численного моделирования нестандартноно заводнения с учетом техногенных изменений пласта.

5. Анализ динамики остаточных запасов по результатам нейросетевого моделирования на основе промысловых испытаний.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач основано на общих положениях методологии теоретических, промысловых и экспериментальных исследований. Данные, полученные при изучении публикаций по данной проблеме, а также результаты собственных аналитических и экспериментальных исследований подвижности и распределения остаточной нефти, обрабатывались с использованием стандартных компьютерных программ. При компьютерном моделировании гидродинамических процессов применялось программное обеспечение в MATLAB, Petrel и CMG. При расчетах технологических параметров разработки использовалась программа Microsoft Excel и Origin.

Научная новизна

1. Разработана технология изучения структуры технологической ОНН и выявление взаимосвязей остаточной нефти с микроструктурой порового пространства с применением технологии релаксационно-диффузионной спектроскопии ядерно-магнитного резонанса.

2. Предложен принцип классификации технологической ОНН и выделено четыре типа остаточной нефти: полосообразная (островная), пленочная, сетчатая, непрерывная.

3. Выявлены общие закономерности и особенности поведения кривых капиллярного вытеснения при физико-химическом заводнении.

4. Предложена технология учёта техногенных изменений пласта при численном моделировании длительного заводнения продуктивных пластов.

5. Предложен новый метод динамического анализа нефтеотдачи на основе нейронной сети обратного распространения ошибки.

Основные защищаемые положения

1. Метод изучения структуры технологической ОНН и её взаимосвязей остаточной нефти с микроструктурой порового пространства с применением технологии релаксационно-диффузионной спектроскопии ЯМР, включающей:

• Метод получения распределения пор по размерам и остаточной нефтенасыщенности на разных стадиях вытеснения.

• Метод выделения типов технологической остаточной нефти: полосообразная (островная), пленочная, сетчатая.

• Изучение технологической остаточной нефти по данным структурометрии и ЯМР.

2. Особенности кривых капиллярного вытеснения при обычном и физико-химическом заводнении.

3. Технологии численного моделирования заводнения с учетом техногенных изменений, позволяющие прогнозировать вытеснение нефти в зависимости от начального градиента давления (НГД), возникающего при фильтрации капиллярно-защемлённой нефти, а также динамической вязкости и изменения смачиваемости в процессе вытеснения.

4. Метод анализа динамики остаточных запасов по результатам нейросетевого моделирования.

Теоретическая и практическая значимость работы

1. Разработанная технология изучения структуры и подвижности остаточной нефти позволяет изучать локальное микроскопическое состояние технологической остаточной нефти и выявлять её типы.

2. Предложена и разработана технология численного моделирования заводнения с учетом техногенных изменений, необходимая для исследования и доизвлечния остаточной нефти на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений.

3. Предложена методика прогнозирования динамики дебита нефти для месторождений с высокой обводнённостью и сложной связностью коллекторов с помощью нейронных сетей.

Личный вклад автора состоит в определении целей и задач диссертационной работы, в непосредственном участии в разработке методик и проведении экспериментов, обработке их результатов и формулировании основных выводов.

Апробация работы

Результаты и основные положения диссертационного исследования докладывались и обсуждались на: международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии -нефтегазовому региону» (Тюмень, 2024 г.), международной научной конференции студентов, аспирантов и молодых учёных «Ломоносов-2024» (Москва, 2024 г.), международной научно-практической конференции «Нефть и газ : технологии и инновации» (Тюмень, 2024 г.), международной научно-практической конференции им. Д. И. Менделеева (Тюмень, 2025 г.), VI международной научной конференции «Наука будущего — наука молодых» (Саратов, 2025 г.), на научных семинарах кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина.

Публикации

Основное содержание диссертационной работы опубликовано в 12 печатных работах, в том числе в пяти статьях в изданиях, входящих в перечень ВАК Минобрнауки России и международные реферативные базы данных и системы цитирования.

Структура и объём работы

Диссертация состоит из введения, шести глав и заключения; изложена на 168 страницах, содержит 54 рисунка, 8 таблиц, список литературы включает 124 наименований.

Благодарности

Автор выражает благодарность за научное руководство д.т.н. профессору Михайлову Н. Н.

и

ГЛАВА 1 СОСТОЯНИЕ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ И МЕХАНИЗМ ЕЁ ОБРАЗОВАНИЯ

Большинство уникальных и крупных месторождений в нефтяных регионах в мире находятся в поздней и конечной стадиях разработки. При современных методах разработки месторождений 50 % и более первоначальных природных запасов нефти остаются неизвлекаемыми [1][2].

После того, как коллектор подвергся первичной и вторичной добыче нефти, значительное количество нефти все еще остается в породах коллектора в виде остаточной нефти. В соответствии с современной технологией добычи, техническим уровнем и экономическими преимуществами остаточную нефть можно разделить на две части, а именно: прочно связанную остаточную нефть и условно подвижную остаточную нефть (полусвязанную). Условно подвижная остаточная нефть относится к извлекаемым запасам, остающимся на данный момент в недрах, объём которых равен разнице между извлекаемыми запасами и накопленной добычей нефти. Остаточная нефть - это нефть, которая может быть добыта при реализуемых технологиях, но из-за неадекватности методов и стратегии разработки нефть все еще остается в залежи. Прочно связанная остаточная нефть относится к геологическим запасам, остающимся в недрах до окончания разработки, и объём её равен разнице между геологическими запасами и итоговой накопленной добычей нефти. Эту нефть невозможно добыть при помощи реализуемых технологий, или экономически нецелесообразная при

дальнейшей эксплуатации в текущих технологических условиях [3] [5].

12

В период высокой обводненности возникают две основные проблемы. Во-первых, за счет длительной закачки воды и неоднородности самого пласта в прискважинной зоне постепенно развивются доминирующие фильтрационные каналы. Во-вторых, на поздней стадии при сверхвысокой обводненности большое количество сырой нефти находится в высокодисперсном состоянии, нефть представляет собой дисперсную фазу, и закон Дарси уже не действует. Эти две проблемы приводят к тому, что фильтрация флюида в пласте в период сверхвысокой обводненности перестаёт подчиняться линейному фильтрационному закону Дарси, и его применение, вызывает большие отклонения от фактических данных. Поэтому необходимо использовать соответствующую нелинейную модель фильтрации, которая описывает этот процесс в период сверхвысокой обводненности пласта.

Доминирующий фильтрационный канал относится к определенному типу поровых каналов, образующихся под влиянием следующих факторов: длительная закачка воды, неоднородность пласта, осложнённые геологические условия и влияние методов разработки. Внутреннее сопротивление фильтрации в этом канале мало, в нём преобладает поток нагнетаемой воды. Это приводит к образованию большого количества циркулирующей нагнетаемой воды неэффективно воздействующей на пласт [5].

В 1856 году французский инженер Дарси использовал результаты экспериментов по физическому моделированию, чтобы успешно выявить законы течения жидкостей внутри пористой среды [4]. С тех пор теория фильтрации в

пористых средах широко используется в различных областях техники. Использование закона Дарси в качестве основной теории подземного движения нефти широко применяется при разработке месторождений нефти и газа. Однако его использование имеет ограничения, которые особенно значимы для анализа фильтрации жидкостей в доминирующих каналах.

При длительной разработке крупных нефтяных месторождений путём нагнетания воды, под влиянием фильтрационной неоднородности коллектора высокая фильтрационная способность флюида в некоторых слоях и направлениях способствует быстрому прорыву воды в добывающие скважины. По этой причине обводнённость увеличивается с с ростом закачки воды. Поскольку водонефтяной коэффициент подвижности больше 1, то сопротивление потоку закачиваемой воды постоянно уменьшается. Преобладающий фильтрационный поток в доминирующем канале становится определяющим, и забойное давление в водонагнетательных скважинах снижается, а показатель кажущейся приёмистости увеличивается. Это приводит к быстрому увеличению обводненности некоторых добывающих скважин, при низкой степени извлечения.

1.1 Состояние остаточной нефти

В настоящее время не существует общепринятого представления о характере распределения остаточной нефти в заводненных пластах.

Остаточная нефть — это оставшаяся после заводнения нефть из-за высокой макроскопической неоднородности разрабатываемых пластов. В

результате формируется особый тип остаточной нефти - застойные зоны, это части пласта, не охваченные или слабо охваченные процессом вытеснения. На этот тип остаточной нефти приходится значительная доля остаточных запасов, она является основным резервом для повышения коэффициента извлечения нефти. Повысить нефтеотдачу пласта за счет извлечения этой части остаточной нефти можно в результате совершенствования существующих систем и технологий разработки, с помощью гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов. Другая часть остаточной нефти остается в промытой области в виде капиллярно-защемлённой адсорбированной и в прочих состояниях, и может быть извлечена только специальными физическими и физико-химическими методами.

Изменение свойств нефти в процессе разработки может происходить как в сторону утяжеления, так и в сторону облегчения добываемой нефти. Утяжеление состава нефти связано с уменьшением пластового давления в процессе разработки и потерей легких фракций нефти при дегазации. Кроме того, при взаимодействии с закачиваемой водой с нефтью происходит её окисление, что также приводит к изменению состава нефти и за счет перемещения вглубь залежи утяжеленных нефтей из периферии приконтурных зон. Свойства нефти могут сильно изменяться даже в пределах небольших участков одного и того же продуктивного пласта.

Песчаник в основном состоит из кварца ^Ю2), но может также содержать глины и другие минералы. Глинистые минералы играют определяющую роль в

образовании адсорбционной пленки в поровых каналах. Глинистые минералы (водные алюмосиликаты) имеют отрицательный заряд.

В пластовом флюиде катионы, адсорбированные частицами глины, диссоциируют и диффундируют наружу, образуя отрицательно заряженный двойной диффузионный электрический слой, как показано на рис. 1.1.

Свободная нефть в поровых каналах обладает физическими свойствами природной нефти, которые изменяются в процессе вытеснения и особенно сильно эти изменения проявляются на поздней стадии разработки месторождений. Формируется особый вид адсорбированной остаточной нефти.

Адсорбционная нефть удерживается активными адсорбционными центрами поверхности минералов. Эта адсорбционно-связанная нефть называется прочносвязанной нефтью, и её свойства сильно отличаются от свойств природной нефти [11].

Рисунок 1.1 Схема образования осмотически-адсорбционной нефти близко отрицательно заряженной частицы: а - нефть в свободном состоянии; Ь - нефть в полусвязанном состоянии; с - нефть в связанном состоянии; d - породный

минерал; е- анионы; f - катионы.

16

К типу полусвязанной нефти относится переходная нефть, находящаяся в диффузной части двойного электрического слоя, которая занята осмотической нефтью. Эта часть нефти значительно меньше подвержена воздействию силового поля поверхности минералов и удерживается более слабыми связями с минералами, её свойства в меньшей мере отличаются от свойств свободной нефти [1].

На месторождениях, разрабатываемых заводнением, из-за сложности структуры порового пространства, гетерогенной смачиваемости и других характеристик закономерности фильтрации воды могут существенно меняться. После завершения процесса разработки месторождения более половины природной нефти остается в порах коллектора в виде остаточной нефти. Следовательно, изучение состояния остаточной нефти, механизмов её образования, формирующихся в процессе заводнения, необходимо для научного основания технологий доизвлечения остаточной нефти и увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН) месторождения [13][14].

1.1.1 Остаточная нефть в связанном состоянии

Плёночная остаточная нефть в основном распределяется на поверхности гидрофобных пор коллетора, как показано на рисунке 1.2 (а). Поскольку порода смачивается нефтью, то с помощью воды трудно вытеснить такую остаточную нефть. Толщина нефтяной пленки зависит от физических свойств частиц породы, находящихся в порах. Остаточная нефть в адсорбированном виде в основном

распределяется в частях пластов с высоким содержанием глинистых минералов.

Вода при вытеснении сотаётся в поровом канале непрерывной, но из-за высокой адсорбционной способности нефти на поверхности частиц её вытеснение из поровых каналов затруднено. Это приводит к образованию адсорбированной остаточной нефти на внутрипоровой поверхности (Рисунок 1.2

(Ь)).

Защемлённая остаточная нефть в основном распределена в порах, где

степень зрелости обломочных пород низкая. Эта остаточная нефть присутствует в порах растворения или в трещинных порах на поверхности частиц полевого шпата, слюды и других чешуйчатых минералов, а также трещинах спайности и трещинах чешуйчатых минералов, содержащихся в частицах каолинита и

хлорита (Рисунок 1.2 (с)).

(а)

(Ь)

(с)

Рисунок. 1.2 Схемы размещения связанной остаточной нефти в поровом пространстве (обозначены красными линиями): а. плёночная остаточная нефть, Ь. адсорбированная остаточная нефть и с. защемлённая

остаточная нефть.

1.1.2 Остаточная нефть в полусвязанном состоянии

Остаточная нефть в углах пор в основном распределяется в тех частях, где поры не соединены и находится в острых углах сложного порового пространства. Одна сторона поверхности связанной нефти прикреплена к краю контакта частиц с нефтью, а её другая сторона находится в открытом поровом пространстве (Рисунок 1.3 (а)).

Частицы остаточной нефти в форме ганглий остаются преимущественно в мелких каналах, которые сообщаются с крупными порами. Тонкие и изогнутые каналы, образованные в пластах, в которых частицы тесно примыкают друг к другу и в которых возникают значительные капиллярные силы, формируют особый вид остаточной нефти (Рисунок 1.3 (Ь). Этот вид остаточной нефти занимает большой объём и преимущественно сосредоточен в небольших порах и в тех частях пласта с низкой проницаемостью, на которые слабо влияет вода. Он широко распространён в слабопромытых коллекторах с ухудшенными физическими свойствами.

Остаточная нефть в центре крупных пор является полимером с высокой вязкостью, которая является основным компонентом коллоидов и асфальтенов, и осаждается в центре поры (Рисунок 1.3 (с)). Эта остаточная нефть в основном находится в крошечных и плохо связанных порах.

(а) (Ь) (с)

Рисунок. 1.3 Схемы размещения полусвязанной остаточной нефти в поровом пространстве (обозначены красными линиями): а. в несоединеных поровых полостях, Ь. в мелких каналах, соединяющих крупные поры и с. в

центре крупных пор.

1.1.3 Остаточная нефть в свободном состоянии

Этот вид остаточной нефти находится в поровом пространстве в виде скоплений, сгустков и капель нефти, некоторые из которых находятся в движении.

Нефть остается в небольших порах и каналах, окруженных порами большого размера. Полимер может частично вытеснить этот вид остаточной нефти, но даже после этого большое количество этой нефти еще остается в пласте (Рисунок 1.4 (а)).

Остаточная нефть в гранулярных коллекторах сосредоточена в интервалах с низкой зрелостью детритных компонентов и развитыми внутригранулярными порами растворения. При диагенезе остаточная нефть образуется в растворенных порах чешуйчатых минералов, таких как полевой шпат и слюда (Рисунок 1.4 (Ь)).

Остаточная нефть в адсорбированном состоянии в основном

распределяется в частях с высоким содержанием глинистых минералов. Хотя остаточная нефть, распределенная в этом состоянии, находится в открытых порах, она все еще связана с поверхностью глинистых минералов. Она может быть подвижной под влиянием закачиваемой воды, при этом глинистые минералы разрушаются, деформируются и блокируют горловины поровых каналов, что приводит к снижению проницаемости коллектора (Рисунок 1.4 (с)).

В процессе полной промывки пласта вытесняющей жидкостью в нём образуется диспергированная остаточная нефть. Подвижная остаточная нефть почти почти полностью вытеснена, но на поверхности некоторых частиц глинистых минералов все еще сохраняет адсорбированная остаточная нефть. Эта остаточная нефть желто-коричневого цвета, небольшое количество растворенных углеводородов распространяется в виде тонкодисперсной фазы (лёгкого тумана) (Рисунок 1.4 ).

у--.

г

Л' —

(а)

(Ь)

(с) (а)

Рисунок. 1.4 Схемы размещения свободной остаточной нефти в поровом пространстве (обозначены красными линиями): а. в узких порах и каналах, окружённых крупными порами, Ь. в растворенных поровых полостях чешуйчатых минералов, с. в адсорбированном состоянии в открытых порах и d. в виде лёгкого тумана на поверхности частиц глинистых минералов.

1.2 Микроскопический механизм образования остаточной нефти

Изучение механизма образования оставшейся нефти в процессе заводнения имеет решающее значение для разработки технологий повышения нефтеотдачи. Эксперименты с вытеснением нефти водой из микроскопической модели коллектора выявили следующие механизмы образования нефти.

Остаточная нефть непоршневого вытеснения. В порах породы с гидрофильной смачиваемостью из-за влияния смачиваемости и капиллярных сил вода всегда сначала движется по краям пор, а нефть остаётся в центре пор, образуя остаточную нефть.

Остаточная нефть байпасного потока. Из-за неоднородности пористой

среды сопротивление вытеснению в различных капиллярах различное.

Вытесняющая фаза всегда продвигается по каналам с меньшим сопротивлением. Закачиваемая жидкость, прорывается из одного канала с меньшим сопротивлением и из другого канала (с другим сопротивлением), и формируется нефтенасыщенная область порового пространства, которую можно назвать объездной [15].

Из-за неоднородности пористой структуры байпасный поток становится определяющим при заводнении. Закачиваемая вода быстро образует проточные каналы в хорошо соединенных порах и трещинах, а эффективность вытеснения нефти из этих пор высока. В небольших порах и зазорах с плохой связью ситуация обратная. В вертикальных порах закачиваемая вода оставляет большое количество невытесненной нефти, и статочная нефть присутствует в виде блоков и сетей.

Остаточная нефть заклинивания. Когда жидкость смачивающей фазы вытекает из одной поры в другую и вытесняет несмачивающую фазу, капиллярное давление уменьшается, а радиус кривизны границы раздела жидкости увеличивается. Межфазная граница раздела образует седловидную форму, в результате чего слой смачивающей жидкости занимает зазор в точке ветвления.

В некой критической точке порового пространства дальнейшее вытеснение вызовет уменьшение радиуса кривизны границы раздела и разрушение седловидной структуры, что и называется капиллярным заклиниванием. Когда капли нефти проходят через поровые каналы, из-за

изменения радиуса горловины поры движущая гидродинамическая сила и капиллярная сила не уравновешиваются. Нефть задерживается в канале и образует островковые остаточные капельки нефти (ганглии).

Однако капли нефти, оставшиеся после взаимодействия с поровой структурой, не всегда могут стать остаточной (неподвижной) нефтью. Когда прокачка воды длительная или происходит увеличение давления в закачиваемой воде, эти нефтяные капли могут повторно объединяться в порах и становятся подвижными. Когда полимеризация достигнет критического значения, они могут продолжать движение по порам и каналам.

Таким образом, механизм образования остаточной нефти достаточно сложен. Он влияет на состояние и структуру остаточной нефти. Для адекватного объяснения механизмов образования остаточной нефти необходимы дальнейшие исследования с использованием новых технологий [5].

1.3 Технология исследования и метод распределения остаточной нефти Исследование остаточной нефти имеет долгую историю, и результаты соответствующих исследований были опубликованы в различных источниках и отчетах в 1970-х годах. В 1975 году в США был создан Комитет по остаточной нефтенасыщенности для изучения этого вопроса: «Как мы можем определить, сколько остаточной нефти находится в пласте, доступном для увеличения нефтеотдачи?» и результатом стали книги по пределениею и прогнозу остаточной нефтенасыщенности [3]. В 1988 г. М.М. Чанг и другие (M.M. Chang and ect.) разделили методы определения остаточной нефтенасыщенности на три типа:

односкважинный, межскважинный и метод материального баланса, и обобщили их преимущества и недостатки [6]. В 1990-х годах Михайлов Н. Н. изучал механизм образования остаточного нефтенасыщения и проанализировал геотехнологические условия формирования остаточного нефтенасыщения (ОНН) при разработке залежи при использовании различных технологий повышения нефтеотдачи [7]. Программное обеспечение для обработки данных каротажа, для оценки пласта и для обработки данных испытаний, разработанные в последние годы компаниями Schlumberger и Shell, содержат инновационные идеи и методы для прогнозирования остаточной нефти. С 1980-х годов исследования распределения остаточной нефти и увеличения нефтеотдачи привлекали широкое внимание производителей нефти и исследователей во всем мире.

Существует множество методов исследования распределения остаточной нефти: физическое моделирование, статистический анализ данных, динамический анализ коллектора, технология численного моделирования, петрографический анализ шлифов, технология мониторинга индикаторов, технология компьютерной томографии, метод растровой электронной микроскопии и др.

1.3.1 Макромасштабные исследования

Макроскопическое исследование предназначено для изучения распределения остаточной нефти с крупномасштабной или макромасштабной точки зрения. В настоящее время широко используются различные технологии

определения (оценки) остаточной нефтенасыщенности: анализ каротажных диаграмм, трассерные испытания скважин, изучение характеристик пласта, расчеты материального баланса, исследования переходных процессов давления и температуры, моделирование пласта [8].

Анализ каротажных диаграмм является широко используемым методом для получения профиля остаточной нефтенасыщенности и её значений в пласте. В зависимости от состояния ствола скважины измерения с использованием методов каротажа можно разделить на каротажи в открытом и закрытом стволе. Каротаж сопротивления и индукции, каротаж ядерного магнетизма, каротаж электромагнитного распространения, каротаж диэлектрической проницаемости применимы только для скважин с необсаженным стволом. С другой стороны, такие каротажи, как каротаж импульсного нейтронного захвата и гравиметрический каротаж, непрерывный углеродно-кислородный каротаж, гамма-каротаж, особенно ценны для измерения остаточной нефтенасыщенности через обсадную колонну [9].

Трассерные испытания скважин - метод исследования остаточной нефти вдали от скважины, который впервые был предложен Динсом (Deans) в 1971 году [10]. В этом методе химически активный индикатор закачивается в пласт и гидролизуется на два компонента. Один из этих компонентов предпочтительно отделяется нефтью. Два компонента трассера при вызове притока возвращвются в скважину в разное время, поскольку они движутся с разной скоростью. Пласт с остаточной нефтью фактически действует как хроматографическая колонка,

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Мо Цзяли, 2026 год

■- -

» «......' ™

* = „ ••

- ...

„ Л-1 „

- -

о- „

...

В-1 « ■ - ...

D» 0.111 в.» •ел -о.« - «« 1.» »JT

л-

¿у & .J* .<?

# ж

чУ

^ У" / /

Т

J- '

/ J * „ * / #

г

A ¿К Mi- <Лг

Коэффициент корреляции

Рисунок. 5.5 Корреляционный анализ 5.3 Экспериментальные результаты и обсуждение

Оценка модели. Точность прогноза по используемой модели оценивается по средней абсолютной ошибке (MAE), средней абсолютной ошибке в процентах (MAPE), множественному коэффициенту корреляции (R2), среднеквадратической ошибке (RMSE), сумме квадратов ошибок SSE и

среднеквадратическаой ошибке MSE, по уравнениям (5-1) - (5-6) [121].

МАЕ = (5-1)

уп \yrxi\ L ¿=i"

МАРЕ =-yj— X 100%; (5-2)

п

r2 _ zn=i(y-yt)2-£n=i(y-*i)2. ~

R = Ln= i(y ~ 3=1)2 ; (5-3)

RMSE = /^¿iZLfiZ; (5-4)

п

SSE = Yn=i(yi - Xi)2, (5-5)

MSE = Ln=l(:-X°2, (5-6)

п

где yi- прогноз и Xi —истинное значение; n - размер выборки.

На выбранном блоке месторождения Шэнли, Китай имеется 10 скважин. С ноября 2001 г. по декабрь 2022 г. скважины отработали 242 месяца, поэтому в набор данных для моделирования было отобрано 2420 параметров. и они были разделены на три части. В качестве выходного параметра использовался текущий дебит нефти, а в качестве входных - другие параметры.

В качестве обучающих выборок модели выбраны данные трех репрезентативных скважин с полным набором данных и достоверными коллекторскими свойствами.

Трехслойная модель нейронной сети обучается и анализируется, и в процессе непрерывной итерации веса связей между нейронами меняются. Модельный результат сети постепенно приближается к ожидаемому результату с некоторой ошибкой. Когда ошибка достигает минимально допустимого уровня,

обучение завершается. Таким образом, дебит нефтяной скважины с новыми входными параметрами может быть спрогнозирован с помощью используемой модели. Если известны динамические данные добычи нефтяной скважины, то модель можно использовать для дальнейшего прогнозирования добычи из этой скважины.

Ниже приведены диаграммы динамики добычи, диаграммы прогноза добычи. Оценка результатов прогноза в выбранных нефтяных скважинах показана в Таблице 5.3.

Результаты прогнозирования дебита нефти показаны на рисунках 5.6(Ь), 5.7(Ь) и 5.8(Ь)., где также показано динамическое сравнение фактического дебита нефти скважины и прогнозного значения за 12 месяцев, начиная с ноября 2020 года.

Из рисунков 5.6 и 5.7 следует, что если месячный дебит скважины медленно и плавно увеличивается или уменьшается с течением времени, моделирование даёт хороший результат. Заданная точность достигается при небольшом количестве тестовых периодов. Средняя абсолютная ошибка в процентах составляет менее 6,5%. Если месячный дебит скважины меняется скачкообразно, то модель также может давать хорошие результаты, но при увеличении времени обучения, и средняя абсолютная ошибка в процентах составляет уже менее 9%.

Помимо прогнозирования дебита нефти, этот метод также может применяться для прогнозирования других динамических показателей разработки

Дебит нефти,тн/мес.

к- Д- [N3 СО СО

фев. июн, окт фев, июн окт. фев. июн окт фев. июн, окт фев июн окт. фев июн окт фев. июн окт. фев. июн окт. фев июн окт СО фев. чз июн. 5 окт.

§ фев, V июн о окт Р фев июн окт. фев июн окт фев июн окт фев июн окт. фев июн окт фев июн окт. фев июн окт фев июн окт, фев июн окт

2002 2002 2002 2003 2003

2003

2004 2004

2004

2005 2005

2005

2006 2006 2006 2007 2007

2007

2008 2008 2008 2009 2009

2009

2010 2010 2010 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2013 2013

2013

2014 2014

2014

2015 2015

2015

2016 2016 2016 2017 2017

2017

2018 2018 2018 2019 2019

2019

2020 2020 2020 2021 2021 2021

К о

Я

о «

'о

й К

Я &

е

к «

^

п>

о\

к

н р

я

а

е-

н к

ё о

я о

со р

я р

о «

и *

к я

а N

м о

о

00 тз 2

^ <У>

а> п

Дсбит_нефти,тн/мсс.

Дебит нефти, тн

1.2002 [.2002 г.2002

1.2003 [.2003 [.2003

1.2004 [.2004

1.2004

1.2005 [.2005 г.2005

1.2006 [.2006 г.2006

1.2007 [.2007 г.2007

1.2008 1.2008 г.2008

1.2009 [.2009 г.2009

1.2010 [.2010 г.2010 1.2011 [.2011 г.2011 1.2012 [.2012 г.2012

1.2013 [.2013 г.2013

1.2014 [.2014 г.2014

1.2015 [.2015 г.2015

1.2016 [.2016 г.2016

1.2017 [.2017 г.2017

1.2018 [.2018 г.2018 1.2019 [.2019

1.2019

1.2020 [.2020 1.2020 1.2021 [.2021 г.2021

К о

а

о

№

со О И

№ О Ьа

и

о

п>

н р

я к к

о

й

К

п> н о й

к й к

и «

Э

П)

о н и а

ш н

о я

Н «

к

X «

«

со Р

о\

о

КС

я о п>

й р

и Й П)

я я

а

43 Р о н и о 43 п>

я я Е

Кс

Р

со

К н

н «

П)

о *

п> н

Дебит нефти, тн

Дебит нефти,тн/мес.

к- Д- [N3 СО СО

ГО

Я)

^

Гй Э (О

фев. июн, окт фев, июн окт. фев. июн окт фев. июн, окт фев июн окт. фев. июн окт. фев. июн окт. фев. июн окт. фев июн окт

СО фев. ИЮН

5 окт

3 фев.

V июн

о окт

Р фев июн окт. фев июн окт фев июн окт фев июн окт, фев июн окт. фев июн окт. фев июн окт фев. июн окт. фев июн окт

2002 2002 2002 2003 2003

2003

2004 2004

2004

2005 2005

2005

2006 2006 2006 2007 2007

2007

2008 2008 2008 2009 2009

2009

2010 2010 2010 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2013 2013

2013

2014 2014

2014

2015 2015

2015

2016 2016 2016 2017 2017

2017

2018 2018 2018 2019 2019

2019

2020 2020 2020 2021 2021 2021

К о

Я

о «

й К

Я р

К «

й п> о\ к

н р

я

а

е-

н к

ё о

я о

со р

я р

о «

и *

К

я

а N

Дебит нефти, тн

го

"О О!

О)

о

Таблица. 5.3 Оценки результатов

№ скважины Б БЕ МАЕ МБЕ ЯМБЕ МАРЕ Я2

ги-20 127.3161 2.8896 10.6097 3.2573 6.00% 0.97638

213-14 97.8044 2.2619 8.1504 2.8549 6.24% 0.79351

215-12 242.4667 3.5501 20.2056 4.4951 8.27% 0.95251

5.4 Выводы

В этой главе путем введения метода нейронной сети обратного распространения ошибки составлена соответствующая алгоритмическая программа, и результаты показывают, что этот метод является эффективным методом динамического прогнозирования добычи нефти.

На начальном этапе разработки на блоке TP-Z месторождении Шэнли, Китая скважины были введены в эксплуатацию, что привело к сверхвысокой обводненности в течение длительного времени. Фильтрация в этот период не подчиняется закону Дарси, и использование традиционных моделей анализа разработки даёт неудовлетворительные результаты. При использовании модели прогнозирования, предложенной в диссертационной работе, на на блоке TP-Z месторождении Шэнли, прогнозирование динамики добычи нефти дало обнадёживаюшие результаты.

Метод нейронных сетей может быть использован для быстрого и эффективного прогнозирования динамики дебита нефтяных скважин на мосторождениях со сложным строением пласта и высокой обводненностью.

ГЛАВА 6 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РАЗРАБОТАННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ДЛЯ ОБВОДНЁННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КНР

В предыдущих главах движение и распределение остаточной нефти изучались на микроуровне. В этой главе проведено макроскопическое численного моделирования с учетом микроскопических характеристик фильтрации. Объектом данного исследования являются группы нагнетательных и эксплуатационных скважин в зоне разработки TP нефтяного месторождения Шэнли в Китае. На этом месторождении отложения SP являются основной нефтеносной толщей. Были проведены имитационные расчеты показателей разработки данной группы нагнетательных и добывающих скважин. Численное моделиролвание проведено на геологической модели, созданной программой Petrel. Программное обеспечение цифрового моделирования CMG использовалось для воспроизведения истории разработки на основе комплекса существующих данных добычи. Были пересмотрены геологическая модель, параметры коллекторов, свойств флюидов для обеспечения надежности исходных данных, используемых в прогнозе [123][124].

6.1 Геолого-физические характеристика месторождения района исследования

Характеристики нефтяного месторождения подробно описаны в главе 5 (раздел 5.2).

Плотность нефти в поверхностных условиях составляет 0,92 г/см3, плотность нефти в пластовых условиях 0,840,92 г/см3. Вязкость нефти в

135

поверхностных уусловиях 1402000 мПа • с, вязкость в пластовых условиях 536,5 мПа • с. Минерализация пластовой воды составляет 5000-35000 1/млн. Из-за закачки пресной воды и сточных вод в процессе разработки минерализация пластовой воды изменяется. Начальное пластовое давление 21,3 МПа, давление насыщения нефтью и газом 10,7 МПа.

Часть блоков группы нагнетательных-добывающих скважин была выбрана из основного пласта С-Р. Для имитационных расчетов была выбрана региональная структура глубиной от 1310 м до 1410 м.

Эффективная мощность пласта 1-70м, проницаемость 12-1014,477 мД, пористость 14%-75,8%. Выбранный участок имеет длину 1851,6 м, ширину 3345,39 м, площадь 6,19 км2. Всего в истории разработки 20 добывающих скважин.

| 1000т

1:16102

скважна

разлом

контурная линия

Рисунок. 6.1 Схема горизонта ТР- района исследования

6.1.1 Построение сети

На основе реальной геологической модели была создана численная имитационная модель с использованием модуля STARS программного обеспечения CMG. Для точного описания распределения флюида в пласте использовался относительно небольшой шаг сетки, ширина и длина сетки равны 50 м. Поскольку размер сетки относительно невелик, использовалась однородная система, и в общей сложности на плоскости было разбито 2050 сеток.

Рисунок. 6.2 ЗД-гидродинамическая модель района исследования

6.1.2 Обработка данных ртутной порометрии

Для получения микроскопических закономерностей фильтрации нефти и воды необходимо было рассчитать кривую относительной фазовой проницаемости, основанную на микроскопическом механизме движения. На выбранном участке находилась скважина с отбором керна, и данные анализа

керна по этой скважине были использованы для получения кривых капиллярного давления, характеризующие микроскопические параметры коллектора. Испытание по иньекции ртути было проведено с использованием прибора для определения пористой структуры высокого давления. Результаты экспеиментов были использованы для анализа поровой структуры и расчета кривой относительной фазовой проницаемости. Исследования показали, что координационное число пород этого блока близко к значению 4. Таким образом, значение z в расчётах равно 4, а закон распределения поровых каналов соответствует модифицированному закону распределения каналов (Рисунки 6.3 и 6.4). Характеристики распределения каналов керна и изменение координационного числа могут влиять на относительную проницаемость. Другие параметры пласта описаны в главе 3.

1 10 100 1000 Время релаксации, мкс

Рисунок. 6.3 Инжекция ртути

Ш И И И й ^ ю

<4 ш" Ч а <4 см"

« СО О ГН

Радиус пор, мкм

Рисунок. 6.4 Калиброванное распределение пор по размерам 6.1.3 Геолого-физические параметры

Выбранный подслой отложений однороден по вертикали, и для упрощения модели этот подслой был разделен на части по вертикали (распределение пористости и проницаемости подслоя равновелики). Геолого-физические параметры районы исследования приведены в Таблице 6.1., распределения проницаемости района исследования даны на Рисунке 6.5, а распределение пористости на Рисунке 6.6.

Таблица. 6.1 Геолого-физические параметры района исследования

Параметры Значение Единица

Начальная нефтенасыщенность 42 %

Начальная пластовая температура 75 0С

Давление насыщения 8.93 МПа

Начальное пластовое давление 10.93 МПа

Вязкость нефти в пластовых условиях 19.2 мПа-с

Плотность воды в пластовых условиях 1.045 g/cm3

Плотность нефти в пластовых условиях 0.902 g/cm3

Объемный коэффициент нефти 1.1152

Коэффициент сжимаемости нефти 6.1 1/мПа-10-4

Коэффициент сжимаемости пластовой воды 1 1/мПа-10-4

Коэффициент сжимаемости порода 3.6 1/мПа-10-4

При одном и том же условии насыщения при увеличении координационного числа увеличиваются значения относительной фазовой проницаемости для нефти и воды. При этом снижаются остаточныя нефтенасыщенность и водонасыщенность, область двухфазной фильтрации увеличивается. Увеличение координационного числа, объясняемое с помощью микроскопического механизма, означает возможности увеличения движения флюидов, а возможность улавливания остаточной нефти уменьшается.

Рисунок. 6.5 Карта распределения проницаемости района исследования

140

Точное локальное определение микроструктуры невозможно из-за неоднородности коллектора. По этой причине при исследованиях использовалось ограниченное количнство данных для отражения микроскопических характеристик нефтяного пласта. Кривая относительной проницаемости определяется в соответствии с распределением проницаемости Рисунок 6.5). Итоговая использованная кривая относительной проницаемости показана на рисунке 6.7.

Рисунок. 6.6 Карта распределения пористости района исследования

\

N

Рисунок. 6.7 ОФП района исследования 6.2 Воспроизведение истории разработки

Уточнение основных фильтрационно-ёмкостных параметров пласта, заложенных в модель, проводилось путем воспроизведения истории разработки месторождения. В процессе адаптации к истории разработки моделирование проводилось в соответствии с исторической динамикой посредством корректировки таких параметров пласта, как проницаемость, плстовая энергия и кривых относительной фазовой проницаемости. Относительная проницаемость была скорректирована на основе разницы между воспроизведеной кривой данных добычи и фактической кривой данных добычи на месторождении.

На первом этапе моделирования адаптировалась только местная проницаемость. Для скважин с длительной историей добычи и большой производительностью адаптировалась обводнённость отдельных скважин.

После того, как адаптация блока по водосодержанию была приведена в соответствовие с необходимыми требованиями, выполнялась адаптация по каждой отдельной скважине. Затем проводилась адаптация локальной

проницаемости. Адаптация считалась завершённой, а её точность удовлетворительной, если рассчитанная кривая добычи для каждой отдельной скважины, находясь в пределах нормальной погрешности, соответствовала общему тренду исторических данных.

Анализируемый период наблюдений за разработкой месторождения проводился с 2013 года. С начала наблюдений средняя обводненность блока постепенно увеличивалась, и в июле 2014 г. превысила 90%. После этого блок находится на стадии извлечения остаточной нефти.

Рисунок. 6.8 Динамика показателей разработки месторождения: a. накопленная добыча нефти; Ь. накопленная добыча воды.

143

6.3 Микроскопические характеристики распределения остаточной нефти в блоке

Структура и распределение остаточной нефти на блоке TP месторождения Шэнли были изучены на микроуровне при помощи разработанных автором новых технологий лабораторных исследований остаточной нефти, описанных в главе 2.

Для анализа вертикального распределения остаточной нефти на микроскопическом уровне были использованы седиментологические характеристики скважины TPT4-16, та как эти характеристики достоверно установлены и считались репрезентативными для всего блока ( Рисунок. 6.9).

Из рисунка 6.9 видно, что средняя остаточная нефтенасыщенность в верхней части пласта составляет 38,6%, в том числе 28,4% - средняя остаточная нефтенасыщенность непрерывного типа; 6,4%. - средняя остаточная нефтенасыщенность сетчатого типа. В нижней части пласта средняя остаточная нефтенасыщенность пласта ниже и составляет 31,8%, в том числе 9,4% - средняя остаточная нефтенасыщенность непрерывного типа (что значительно ниже, чем в верхней части пласта); 18,0 % - средняя остаточная нефтенасыщенность сетчатого типа (выше, чем в верхней части пласта). Следовательно, остаточная нефть в нижней части пласта, вследствие интенсивной промывки, является преимущественно сетчатой, в то время как в верхней части все еще имеется большое количество непрерывной остаточной нефти. Для доизвлечения остаточной нефти из верхней части пласта необходимо интенсифицировать

промывку этой части водой.

В горизонтальном направлении распределение микроскопических типов остаточной нефти соответствует закономерностям общего распределения остаточной нефти. При сравнении распределения микроскопической остаточной нефти вблизи рядов нагнетательных и добывающих скважин было установлено, что в области нагнетательных скважин доля непрерывной остаточной нефти мала и в среднем составляет менее 10%. Вблизи ряда добывающих скважин доля непрерывной остаточной нефти значительно больше и составляет до 40%. На основных линиях тока непрерывной остаточной нефти мало (менее 10%). На других участках пласта доля непрерыной остаточной нефти большая (более 20%).

Рисунок. 6.9 Карта микроскопического распределения остаточной нефти

скважины TPT4-16 Предлагается следующий план доизвлечения остаточной нефти: 1. Изменение системы размещения и плотности сетки скважин;

2. Изменение направления фильтрационных потоков;

3. Увеличение эффективности довытеснения остаточной нефти на участках пласта за пределами основных линий тока.

При переходе анализируемого месторождения в стадию доизвлечения остаточной нефти, объем закачиваемой воды значительно увеличился по сравнению с предыдущем периодом. Однако эффект доизвлечения оказался незначительным (Рисунок 6.10).

В Главе 3 описаны зависимости остаточной нефтенасыщенности от капиллярного числа. Неэффективность доизвлечения остаточной нефти может быть связана с небольшими вариациями значений капиллярных чисел. Скорость закачки и действующие градиенты давления не позволяют эффективно влиять на значения капиллярного числа. Очевидно, что значительное количество остаточной нефти уже находится в автомодельной режиме её образования. В этом режиме уже извлечена вся условно подвижная остаточная нефть.

Для повышения эффективности доизвлечения остаточной нефти необходимо дополнительно увеличить значение капиллярного числа. Из формулы 3-1 следует, что для этого необходимо увеличить вязкость или скорость вытесняющего агента, альтернативой является уменьшение поверхностного натяжения на границе раздела фаз. На основании изложенного выше была скорректирована схема расположения скважин на исследуемом участке. При применении полимерного заводнения на изучаемом участке важно учитывать изменения его геологических характеристик. Как было показано в главе 3, химическое заводнение, особенно гетерогенное, может быть эффективно

использовано для извлечения остаточной нефти из пор разного размера.

Поэтому для доизвлечения остаточной нефти было предложенщ совмещение технологий изменения направлений линии тока и усиление охвата вытеснением с учётом неоднородности распределения остаточной нефти.

Реализация предложенных технологий показала хорошие результаты. На 10 скважинах, расположенных на испытательном полигоне, получены хорошие результаты доизвлечения остаточной нефти, а на 2-х скважинах эффект оказался незначительным. Ежедневная добыча нефти из 10-ти добывающих скважин увеличилась с 4,5 тонн до 77 тонн, обводненность снизилась с 97,5% до 83,0%.

Динамические показатели разработки опытного участка показаны на рисунке 6.10. Добыча нефти на опытном участке в целом увеличилась на 42,6 тыс. тонн, в том числе на центральной площади опытного участка - на 33 тыс. тонн, коэффициент нефтеотдачи увеличился на 2,7%.

01.2020 05.2020 09.2020 11.2020 05.2021 09.202] 01.2021 05.2022 09.2022

Время

Рисунок. 6.10 Динамика показателей разработки испытательной территории 6.4 Выводы

Проведён анализ микроскопического распределения и подвижности

остаточной нефти на блоке ТР нефтяного месторождения Шэнли. Определён процентный состав типов остаточной нефти на разных участках изучаемого блока. Предложена технология доизвлечения остаточной нефти на основе изменения значений капиллярных чисел. Реализация предложенной технологии показала следующее: обводненность снизилась на 14%, а коэффициент нефтеотдачи увеличился на 2,7%. Результаты опытно-промышленных работ по реализации предложенных технологий открывают широкие вожможности для их дальнейшего широкомасштабного использования.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Предложена эффективная технология неразрушающего контроля для изучения влияния микроструктуры пласта на морфологию остаточной нефти. Технология использует явления ядерного магнитного резонанса для изучения поровой структуры и типизации остаточной нефти.

2. Выявлены типы технологической остаточной нефтенасыщенности и их взаимосвязи с микроструктурой коллектора.

3. Исследованы капиллярные кривые вытеснения при обычном и физико-химическом заводнении. При обычном заводнении выделены три различных режима формирования остаточной нефтенасыщенности: капиллярный, капиллярно-напорный и автомодельный. Установлены критические значения капиллярных числел, определяющие эти режимы.

4. При химическом заводнении выявлено снижение остаточной нефтенасыщенности по мере увеличения капиллярного числа. Установлено, что кривые капиллярного вытеснения различных технологий химического заводнения различны, и каждая имеет свою особую точку минимальной остаточной нефтенасыщенности при фиксированном капиллярном числе.

5. Показано, что остаточная нефть может быть извлечена в определенном диапазоне значений капиллярных чисел при увеличении концентрации поверхностно-активных веществ. В процессе вытеснения нефти ПАВ-полимерными композициями существует оптимальное число капиллярности, соответствующее минимальной остаточной нефтенасыщенности.

6. Показано, что максимальный технологический эффект от АСП-заводнения достигается не за счет увеличения капиллярного числа, а за счет синергетического эффекта увеличения вязкости вытесняющей жидкости, увеличения объема вытеснения и снижения межфазного натяжения в системе нефть-вода.

7. На примере кернового материала месторождения Шэнли показаны изменения свойств пласта и флюидов в процессе длительной закачки воды. На основе двумерной математической модели двухфазной фильтрации в сочетании с эмпирическими уравнениями связи, выявленными в результате лабораторных экспериментов, созданы математические модели и разработаны методы математического моделирования, учитывающие техногенные изменения пласта: появление начального градиента давления в процессе вытеснения, изменение динамической вязкости и смачиваемости пластовой системы. Разработанный симулятор позволяет проводить прогноз разработки с учетом изменяющихся во времени параметров пластовых систем.

8. Для прогнозирования динамических параметров разработки в условиях формирования остаточной нефти разработана технология моделирования на основе метода нейронной сети обратного распространения ошибки и показана её эффективность на примере конкретного объекта со сложным геологическим строением и высокой степенью обводненности.

9. Разработанные технологии изучения и структуризации остаточной нефти были использованы для повышения эффективности разработки участка залежи

(блока ТР месторождения Шэнли в Китае). Внедрение технологических решений на изучаемом блоке показало хорошие результаты по доизвлечению остаточной нефти и снижению обводнённости добываемой продукции.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

[1] Михайлов, Н. Н., Мелехин С. В. Основные представления о кривых капиллярного вытеснения и их характеристика (обзор) // Нефтяное хозяйство. -2018. - № 8. - С. 24-28.

[2] Запивалов, Н. П. Реабилитационные циклы - основа технологических процессов для эффективной добычи остаточной (трудноизвлекаемой) нефти / Н. П. Запивалов // Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа : Материалы 7-ой Всероссийской научно-практической конференции [Электронный ресурс], Томск, 19-23 сентября 2016 года. - Томск: Институт оптики атмосферы им. В.Е.

Зуева СО РАН, 2016. - С. 22-28.

[3] Михайлов Н. Н., Глазова В. И., Высоковская Е.С., Прогноз остаточного нефтенасыщения при проектировании методов воздействия на пласт и призабойную зону // Научно-технич. обзор. М., ВНИИОЭНГ, серия: Нефтепромысловое дело, Вып. 22(71), 1983. - 71с.

[4] Darcy, Henry. Les Fontaines Publiques De La Ville De Dijon: Exposition Et Application Des Principes a Suivre Et Des Formules a Employer Dans Les Questions De Distribution D'eau ; Ouvrage Terminé Par Un Appendice Relatif Aux Fournitures D'eau De Plusieurs Villes Au Filtrage Des Eaux Et a La Fabrication Des Tuyaux De Fonte, De Plomb, De Tole Et De Bitume. Paris: Victor Dalmont, Libraire des Corps imperiaux des ponts et chaussées et des mines, 1856.

[5] Мо Ц. Обоснование технологий доизвлечения остаточной нефти на основе её подвижности и распределения в межскважинной области: магистерская дис. — Москва: РГУ нефти и газа имени Губкина, 2022. — 67 с.

[6] Chang, M. M., Maerefat, N. L., Tomutsa, L., and M. M. Honarpour. "Evaluation and Comparison of Residual Oil Saturation Determination Techniques." SPE Form Eval 3 (1988): 251-262.

[7] Михайлов Н. Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. М.: Недра, 1992, 272 с.

[8] Teklu, Tadesse Weldu, et al. A critical literature review of laboratory and field scale determination of residual oil saturation. SPE Oklahoma City Oil and Gas Symposium/Production and Operations Symposium. SPE, 2013.

[9] Афанасьева М. А., Чжан Её. Закономерности распределения остаточной нефти в дельтовых отложениях палеогеновой системы бассейна бохайского залива // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2022. №4.

[10] Deans, H A. Method of determining fluid saturations in reservoirs. United States: N. p., 1971. Web.

[11] Buckley J. S., Liu Y. Some mechanisms of crude oil/brine/solid interactions. // Journal of Petroleum Science and Engineering - 1998. № 50(3-4). - С.155-160

[12] Мо, Ц. Исследование механизмов формирования остаточной нефти по данным 2D ЯМР спектра / Ц. Мо, Т. Чжоу // Новые технологии - нефтегазовому региону: Материалы Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. В 2-х томах, Тюмень, 21-24 мая 2024 года. - Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2024. - С. 65-67. -EDN QEZLDA.

[13] Михайлов, Н. Н. Остаточное нефте-насыщение разрабатываемых пластов. - Москва: Недра,1995. - С.38-40

[14] Михайлов, Н. Н. Петрофизическое обеспечение новых технологий доизвлечения остаточной нефти из техногенно измененных залежей // Каротажник. - 2011. - № 7(205). - С. 126-137.

153

[15] Хафизов Ф. З. Анализ запасов нефти / Ф. З. Хафизов; Научный редактор А. Э. Конторович. - 2-е издание, дополненное. - Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2015. - 360 с.

[16] Петрова Л. М., Фосс Т. Р., Аббакумова Н. А., Романов Г. В. Закономерности формирования состава остаточных нефтей // Георесурсы. 2007. №3 (22), с. 43-45.

[17] Динариев О. Ю. Цифровой анализ керна в задачах проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений / О. Ю. Динариев, В. В. Абашкин, Н. В. Евсеев [и др.] // Деловой журнал Neftegaz.RU. - 2021. - № 5(113). - С. 50-58.

[18] Пат. 2662519 Российская Федерация, МПК G01N 1/28. Способ изготовления петрографических шлифов из нефтенасыщенных пород или асфальтобетонов: № 2017119560: заявл. 06.06.2017: опубл. 26.07.2018 / Андрушкевич О. Ю., Музалевская Л. В.; патентообладатель Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Саратовский национальный исследовательский государственный университет имени Н. Г. Чернышевского».

[19] Eberspächer S, LANGE J M, Zaun J, et al. The Historical Collection of Rock Thin Sections at the Technische Universität Bergakademie Freiberg and Evaluation of Digitization Methods. 2015. Arns Ch.H. (2004). A comparison of pore size distributions derived by NMR and X-ray-CT techniques. Physica A: Statistical Mechanics and Its Applications, 339(1-2, pp. 159-165. https://doi.org/10.1016/j.physa.2004.03.033

[20] Мухидинов, Ш. В. Привлечение результатов петрографического анализа шлифов при обосновании методики выделения коллекторов в условиях терригенных пород с вторичными процессами минералообразования (на примере одного из месторождений Восточной Сибири) / Ш. В. Мухидинов, Е. О.

Беляков // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2018. - № 1(127).

- С. 28-35. - DOI 10.31660/0445-0108-2018-1-28-35. - EDN YRNXZV.

[21] Jin Baoqiang, Shu Xiao & Deng Meng. (2020). Remaining oil distribution law and potential tapping strategy in Bohai oilfields with extremely high water cut period. Science, Technology and Engineering (15), 6033-6040.

[22] Zhu Xiaolin, Liu Zongbin, Ge Lizhen, Zhao Jiannan, Meng Zhiqiang & Wang Xinran. (2022). Reservoir classification and residual oil distribution of fractured buried hill reservoirs in Bohai Oilfield. Fault Block Oil and Gas Field (04), 527-531.

[23] Li Xiangping, Duan Penghui, Wang Lan, Kang Bo & Li Zhuanhong. (2022). Study on the distribution law of remaining oil in low permeability bottom water reservoirs and potential tapping measures - a case study of the Y19 well area in Changqing Oilfield. Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition) (04), 69-75+126.

[24] Wang Jing, Xu Zhiyuan, Liu Junyuan, Feng Jianyu, Wang Qi, Jiao Yuwei... & Liu Huiqing. (2024). Distribution law and potential tapping strategy of residual oil in bottom water flooding of fault-controlled fracture-cavity reservoirs. Petroleum Exploration and Development (05), 1101-1113.

[25] Муслимов, Р. Х. Новейшие энергоэффективные методы добычи нефти / Р. Х. Муслимов, А. А. Газизов, А. Ш. Газизов // Нефтепромысловое дело. - 2014.

- № 11. - С. 24-27. - EDN SXXVHH.

[26] Substantive drilling rejuvenation in mature oil fields as a way to extract residual oil reserves / V. A. Grishchenko, V. Sh. Mukhametshin, L. S. Kuleshova [et al.] // SOCAR Proceedings. - 2023. - No. 3. - P. 39-50. - DOI 10.5510/ogp20230300885. -EDN XTUVYP.

[27] Подходы к извлечению остаточных запасов нефти на поздней стадии разработки в условиях сложного геологического строения на примере Северо -Салымского месторождения / С. В. Андреева, Э. Д. Сулейманов, Д. Р. Кулбаева [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. - 2024. - № 2(103). - С. 15-21. - DOI 10.24412/2076-6785-2024-2-15-21. - EDN CPMNPG.

155

[28] Xu L. H. A brief talk on the description method of residual oil in thick reservoir //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2021. -Т. 770. - №. 1. - С. 012009.

[29] Nie C. et al. Evaluation of the factors influencing residual oil evolution after alkali/surfactant/polymer flooding in daqing oilfield //Energies. - 2022. - Т. 15. - №. 3. - С. 1048.

[30] Bai Zhenqiang, Wang Qinghua & Li Ya. (2021). Microscopic distribution of residual oil in oil layers after polymer flooding in sandstone oilfields. Daqing Petroleum Geology and Development (04), 101-106. doi:10.19597/j.issn.1000-3754.202001011.

[31] Guo Y. et al. A pore-scale investigation of residual oil distributions and enhanced oil recovery methods //Energies. - 2019. - Т. 12. - №. 19. - С. 3732.

[32] Михайлов, Н. Н. Структура и подвижность остаточной нефти как критерий обоснования технологий повышения нефтеотдачи пластов / Н. Н. Михайлов // Недропользование XXI век. - 2012. - № 1(32). - С. 14-19. - EDN SWLMRJ.

[33] Зингель, Е. М. Остаточная нефть: проблемы и технологии / Е. М. Зингель // Нефть. Газ. Новации. - 2012. - № 6(161). - С. 71-74. - EDN OYSDTL.

[34] Abdulkareem F. A., Padmanabhan E. Hydrocarbons and residual oil recovery with ultrasonic-assisted waves and co-solvents //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2022. - Т. 1003. - №. 1. - С. 012028.

[35] Zhao L. et al. Study on Morphological Identification of Tight Oil Reservoir Residual Oil after Water Flooding in Secondary Oil Layers Based on Convolution Neural Network //Energies. - 2022. - Т. 15. - №. 15. - С. 5367.

[36] Vo Thanh H., Sugai Y., Sasaki K. Application of artificial neural network for predicting the performance of CO2 enhanced oil recovery and storage in residual oil zones //Scientific reports. - 2020. - Т. 10. - №. 1. - С. 18204.

[37] L.E. Beckingham, C.A. Peters, W. Um, et al. 2D and 3D imaging resolution trade-offs in quantifying pore throats for prediction of permeability. Advances in Water Resources, 2013-62(A), P. 1-12, doi: 10.1016/j.advwatres.2013.08.010.

[38] Чистяков А. А., Швалюк Е. В., Калугин А. А. (2022). Применение компьютерной томографии и ЯМР для петротипизации сложнопостроенных терригенных. Георесурсы, (4), с. 102-116.

[39] Lai, J., Wang, G., Fan, Z., Chen, J., Wang, S., Zhou, Z., & Fan, X. (2016). Insight into the Pore Structure of Tight Sandstones Using NMR and HPMI Measurements. Energy & Fuels, 30(12), 10200-10214.

[40] Kleinberg R.L., Straley C., Kenyon W.E., Akkurt R., Farooqui S.A. (1993). Nuclear Magnetic Resonance of Rocks: T1 vs. T2. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, SPE-26470-MS. ttps://doi.org/10.2118/26470-MS

[41] Sulucarnain I., Sondergeld C.H., Rai C.S. (2012). An NMR Study of Shale Wettability and Effective Surface Relaxivity. All Days. SPE Canadian Unconventional Resources Conference, SPE-162236-MS. https://doi.org/10.2118/162236-ms

[42] Sun Zh., Jia L., Zhang L., Sun B., Zhang Y. (2017). Application of NMR Technology in Pore Structure Evaluation for Low-Permeability and Low-Viscosity Oil Reservoirs. Xinjiang Petroleum Geology. 38(6), pp. 735-739. https://doi.org/10.7657/XJPG20170617

[43] Yan W., Sun J., Dong H., Cui L. (2021). Investigating NMR-based absolute and relative permeability models of sandstone using digital rock techniques. Journal of Petroleum Science and Engineering, 207, 109105. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109105

[44] Kenyon W.E., Day P.I., Straley C., Willemsen J.F. (1988). A Three-Part Study of NMR Longitudinal Relaxation Properties of Water-Saturated Sandstones. SPE Formation Evaluation, 3(3), pp. 622-636, https://doi.org/10.2118/15643-pa

[45] Coates, George R., Miller, M., Gillen, M., and C. Henderson. (1991). The MRIL In Conoco 33-1 An Investigation Of A New Magnetic Resonance Imaging Log. Paper presented at the SPWLA 32nd Annual Logging Symposium, Midland, Texas, June 1991.

[46] Kenyon, W.E. (1997) . Petrophysical Principles of Applications of NMR Logging. The Log Analyst 38 (1997): No Pagination Specified.

[47] Mitra, Sen, Schwartz and P LeDoussal. "Diffusion propagator as a probe of the structure of porous media." Physical review letters 68 24 (1992): 3555-3558.

[48] Melekhin S.V., Mikhailov N.N. (2017) Laboratory modeling of residual oil mobilization in flooded reservoirs. SPE Russian Petroleum Technology Conference. SPE-187887-MS. https://doi.org/10.2118/187887-MS

[49] Chen J. et al. (2006). NMR Wettability Indices: Effect of OBM on Wettability and NMR Responses." Journal of Petroleum Science and Engineering, May 2006, pp. 161-71, https://doi.org/10.1016/j.petrol.2006.03.007.

[50] Azizoglu Zulkuf et al. (2020) Simultaneous Assessment of Wettability and Water Saturation Through Integration of 2D NMR and Electrical Resistivity Measurements. Day 4 Thu, October 29, 2020, https: //doi.org /10.2118 /201519-ms.

[51] Михайлов Н. Н. Геологические факторы смачиваемости пород -коллекторов нефти и газа / Н. Н. Михайлов, К. А. Моторова, Л. С. Сечина // Деловой журнал Neftegaz.RU. - 2016. - № 3(51). - С. 80-90. - EDN VQZXCH.

[52] Мо, Ц. Влияние микроструктуры коллектора на состояние остаточной нефти по данным релаксометрии ядерно-магнитного резонанса / Ц. Мо, Н. Н.

Михайлов, Х. Ван // Георесурсы. - 2024. - Т. 26, № 1. - С. 100-108. - DOI 10.18599/grs.2024.1.8. - EDN FGQIAM.

[53] Цзяли, М. Исследование механизмов формирования остаточной нефтенасыщенности по данным диффузионно-релаксационной двумерной спектроскопии ядерно-магнитного резонанса / М. Цзяли, Н. Н. Михайлов // Нефтяное хозяйство. - 2023. - № 11. - С. 91-95. - DOI 10.24887/0028-2448-202311-91-95. - EDN GWCGLO.

[54] Jiang Yanli. "Prediction of the relationship between capillary number and residual oil saturation." Daqing Petroleum Geology and Development 1(1987):66-69.

[55] Цзяли, М. Влияние капиллярного числа на изменение остаточного нефтенасыщения при химическом заводнении / М. Цзяли, Н. Н. Михайлов // Георесурсы. - 2025. - Т. 27, № 3. - С. 233-242. - DOI 10.18599/grs.2025.3.20. -EDN YZFSCN.

[56] Lu Ping, Liu Piwen.Experimental study on the effect of capillary number on seepage characteristics. Mechanics and Practice, 1984, 6(6): 44-46. doi: 10.6052/10000879-1984-123

[57] Fulcher, R.A., Ertekin, Turgay, and C.D. Stahl. "Effect of Capillary Number and Its Constituents on Two-Phase Relative Permeability Curves." J Pet Technol 37 (1985): 249-260. doi: https://doi.org/10.2118/12170-PA

[58] Chatzis, I., Kuntamukkula, M. S., and N. R. Morrow. "Effect of Capillary Number on the Microstructure of Residual Oil in Strongly Water-Wet Sandstones." SPE Res Eng 3 (1988): 902-912. doi: https://doi.org/10.2118/13213-PA

[59] Михайлов, Н. Н. Петрофизическое обеспечение новых технологий доизвлечения остаточной нефти из техногенно измененных залежей / Н. Н. Михайлов // Каротажник. - 2011. - № 7(205). - С. 126-137. - EDN LCWFVR.

[60] Михайлов Н.Н., Глазова В.И., Высоковская Е.С., Прогноз остаточного нефтенасыщения при проектировании методов воздействия на пласт и

призабойную зону // Научно-технич. обзор. М., ВНИИОЭНГ, серия: Нефтепромысловое дело, Вып. 22(71), 1983. - 71с.

[61] Михайлов, Н. Н. Коэффициент вытеснения нефти водой при переменных значениях капиллярного числа / Н. Н. Михайлов, С. В. Мелехин // Нефтяное хозяйство. - 2021. - № 4. - С. 62-66. - DOI 10.24887/0028-2448-2021-4-62-66. -EDN NXNUSC.

[62] Михайлов Н.Н., Высоковская Е.С. Прогноз остаточного нефтенасыщения по данным изучения динамики проникновения фильтрата глинистого раствора в пласт // Сб.: Усовершенствование методов изучения месторождений с целью увеличения нефтеотдачи пластов. М., Недра, 1982, с.85-101.

[63] Мелехин, С.В., Михайлов, Н. Н. Экспериментальное исследование мобилизации остаточной нефти при заводнении карбонатных коллекторов/ С. В. Мелехин, Н. Н. Михайлов // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 8. - С. 72-76.

[64] Liu Weidong, Luo Litao, Liao Guangzhi, etc. Mechanism Experiment of Enhanced Oil Recovery by Polymer-Surfactant Binary FloodingJ]. Petroleum

Exploration and Development, 2017,44(04):600-607.