Контроль притоков нефти из совместно эксплуатируемых пластов с помощью метода анилиновых точек

• Автор: Кувандыков, Илис Шарифович
• Шифр специальности: 05.15.06
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 1984
• Место защиты: Оренбург
• Количество страниц: 174 c. : ил

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. ВЫБОР ИНФОРМАТИВНЫХ ПРИЗНАКОВ НЕЙТИ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧИ РАЗДЕЛЕНИЯ ДЕБИТОВ СКВАЖИН ПО СОВМЕСТНО ЭКСПЛУАТИРУЕМЫМ ПЛАСТАМ
2. ВЫВОД РАСЧЕТНЫХ ФОРМУЛ И МАТЕМАТИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ОШИБОК ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПО НИМ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ДЕБИТОВ СКВАЖИН

3. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАЗДЕЛЬНОГО ДЕБИТА МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

3.1 Определение притоков нефти из совместно эксплуатируемых пластов по их относительным дебитам и свойствам жидкости .

3.2 Отбор и подготовка проб к анализу

3.3 Отгонка показательных фракций

3.4 Определение анилиновых точек

3.5 Анилиновая точка и групповой состав показательной фракции.

3.6 Усовершенствование методики для трех пластов

4. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ МЕТОДИКИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОРЕНБУРГСКОЙ ОБЛАСТИ И БАССР
4.1 Испытания методики на СорочинскоНикольском и Родинском месторождениях
4.2 Испытания методики на Бобровском месторождении Оренбургской области
4.3 Испытания методики на Стахановском месторождении БАССР .
4.4 Сопоставление результатов распределения дебитов пластов, полученных методом анилиновых точек, механической дебитометрией и другими методами
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
ЛИТЕРАТУРА


А.Бабалян указывают [], что о составе нефти необходимо судить по её свойствам, мало зависящим от применения различных реагентов в процессе эксплуатации скважин. Этому условию отвечают рефрактометрические, поляриметрические и спектрофотометрические методы исследования. Рефрактометрические методы основаны на измерении преломляющей способности нефти, зависящей от её группового состава и плотности. Хотя определение коэффициента преломления является быстрой операцией, из тонкой пленки нефти, нанесенной на призму рефрактометра, очень быстро улетучиваются легкие предельные углеводороды, что приводит к заметному увеличению этого показателя. Низкая точность измерений обусловливается и нечеткой границей освещенного и неосвещенного полей в окуляре прибора. Низкий коэффициент корреляции мевду Пд нефти и расстоянием до ВНК затрудняет использование данных о коэффициенте преломления добываемых нефтей для контроля за движением пластовых нефтей. Поляриметрический метод основан на измерении вращения плоскости поляризованного света нефтью. Оптическая активность нефти обусловлена особенностями строения молекул некоторых полицикли-ческих нафтенов /так называемых "биологических меток/, содержащихся в самых высококипящих её фракциях []. Белые" нефти, практически лишенные высококипящих фракций, не обладают оптической активностью. С увеличением геологического возраста отмечается тенденция к уменьшению оптической активности: метаморфизация, сопровождаемая упрощением состава нефти, вероятно, приводит к уменьшению содержания в ней оптически активных веществ. По данным [], на Манчаровской площади величина удельного вращения плоскости поляризации света у нефтей бобриковского горизонта /0,/ не менялась по площади залежи и оказалась одинаковой у нефтей разных пластов. Таким образом, эту характеристику нефти не удается использовать ни для контроля за её продвижением по пласту, ни для установления раздельных дебитов совместно эксплуатируемых пластов. Спектрофотометрический метод заключается в определении поглощения нефтью лучей света с различной длиной волны: на непрерывной кривой изменения оптической плотности образца нефти в зависимости от длины волны отдельные максимумы и минимумы характеризуют химические её особенности. Частным случаем этого метода является фо-токолориметрический /метод Ксп/ , при котором исследуется поглощение нефтью света с определенной данной волны. Светопоглощение нефти обусловлено её асфальто-смолистыми веществами, концентрация которых сильно варьирует в пределах залежи. Фотоколориметрический метод был впервые применен в г. И.Ф. Глумовым [] для контроля разработки Бавлинского месторождения в Татарии. Затем А. Ф.Гильманшин и И. Ф.Глумов внедрили его для контроля за разработкой Ромашкинского нефтяного месторождения [—]. Авторами показана корреляционная связь между Ксп и расстоянием до ВНК, а также возможность использования метода для определения притоков нефти из разных пластов, установления места образования трещин при гидроразрыве пласта и т. А.С. Пантелеев с сотрудниками [] провели фотоколориметричес-кие исследования нефтей месторождений Оренбургской области с целью раздельного учета добычи нефти при совместной разработке турней-ской и бобриковской залежей, а также оценки эффективности простре-лочных работ в скважинах. На Заглядинском, Красноярском, Султангу-ловском и Тарханском месторождениях по картам равных значений Ксп ими были выделены участки, нефть которых имеет близкие величины светопоглощения. Для скважин, располагающихся в пределах зон с одинаковым светопоглощением, проводилось разделение дебитов по залежам. В.Н. Быков и Т. Г.Алтынцева [] проводили фотоколориметриро-вание нефтей на Ярино-Каменноложском месторождении Пермской области: строились карты изменения Ксп по площади месторождения, определялись притоки нефти из отдельных пластов, отмечены изменения Ксп в процессе разработки месторождения. Аналогичные исследования на месторождениях Северного Кавказа проводились А. Ф.Логиновым [], на месторождениях Западной Украины - В. А.М. Середницким []. С г. Башкирии проводились В. В.Девликамовым, И. Л.Мархасиным и Г. А.Баба-ляном [] .