Геотехнологические основы повышения эффективности добычи нефти из недонасыщенных нефтью высокотемпературных полимиктовых пластов

Размещено на http://www.allbest.ru/

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Геотехнологические основы повышения эффективности добычи нефти из недонасыщенных нефтью высокотемпературных полимиктовых пластов

Специальность 25.00.17 _ Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

На правах рукописи

Сафин Станислав Газизович

Уфа 2008

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Архангельский государственный технический университет»

Научный консультант - доктор технических наук Гильманова Расима Хамбаловна.

Официальные оппоненты:- доктор технических наук, профессор Антипин Юрий Викторович;

- доктор физ.-мат. наук, профессор Хабибуллин Ильдус Лутфурахманович;

- доктор технических наук, профессор Нугаев Раис Янфурович.

Ведущая организация - ООО «РН-УфаНИПИнефть».

Защита диссертации состоится _______ 2008 г. в __ часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов»
(ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов».

Автореферат разослан _______ 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук Л.П. Худякова.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Разработка большинства разрабатываемых крупных залежей нефти Западной Сибири традиционными технологиями извлечения нефти осложнена пониженной начальной нефтенасыщенностью порового пространства продуктивных пластов, повышенной гидрофильностью пород-коллекторов и содержанием в составе нефтей значительного количества парафина и асфальтосмолистых веществ (АСВ), а также геолого-физическими характеристиками, наличием высоких пластовых температур и высокой газонасыщенностью нефтей.

Интенсивное физико-химическое воздействие на объекты разработки оказало существенное влияние на характеристики коллекторов, прежде всего на проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП) как в процессе вскрытия, так и эксплуатации скважины. Установлено снижение проницаемости ПЗП в результате кольматации порового пространства твердой фазой и фильтратом глинистого раствора при вскрытии бурением и перфорации. Ухудшение проницаемости ПЗП происходит за счет образования мехпримесей и продуктов коррозии скважинного оборудования при глушении и промывке скважин, выпадения асфальтосмолистых и солевых отложений из-за изменения термогидродинамических условий, образования водонефтяной эмульсии при контакте с пресной водой.

Под влиянием пресной воды в ПЗП происходят набухание, диспергирование и переотложение глинистых составляющих цемента и породы-коллектора.

Анализ промыслового материала, результатов промыслово-геофизических и гидродинамических исследований показывает, что продуктивность и дебит значительной части добывающих скважин в процессе эксплуатации снижаются несмотря на проведение большого объема геолого-технических мероприятий (ГТМ). Большая часть обработок призабойной зоны (ОПЗ) не дает ожидаемого эффекта, в том числе и кислотные обработки, считающиеся менее трудоемкими и более технологичными.

Поэтому применяемые рабочие растворы, кроме стимулирования притоков, должны обладать свойствами защиты структуры глинистых пород и удержания в суспензии тонких частиц, отделившихся от породы пласта, а также способствовать предотвращению выпадения в осадок вторичных продуктов реакции кислотных составов с железом и алюминием.

В диссертационной работе представлены результаты исследований геолого-физических условий залегания продуктивных пластов, интенсификации притока продукции скважин, рекомендации по совершенствованию системы разработки недонасыщенных нефтью высокотемпературных пластов.

Цель работы - обоснование и разработка геотехнологических принципов повышения эффективности интенсификации добычи нефти из недонасыщенных нефтью высокотемпературных полимиктовых пластов, основанных на использовании новых составов и технологий воздействия на пласт.

Основные задачи исследований

1. Анализ и обобщение результатов исследований геолого-физических условий залегания продуктивных пластов на примере Ноябрьской группы нефтегазовых месторождений Западной Сибири.

2. Изучение особенностей разработки нефтяных залежей с недонасыщенными нефтью коллекторами и возможности применения физико-химических методов воздействия на увеличение эффективности нефте-извлечения.

3. Исследование и установление механизма отложений, накапливающихся на забое скважин, в ПЗП и откладывающихся на внутрискважинном оборудовании, как следствия техногенного воздействия.

4. Разработка рецептур новых технологических жидкостей для промывки забоя и ствола скважин, а также внутрискважинного оборудования; глушения скважин; применения в качестве многоцелевых буферных жидкостей при работах в скважине.

5. Разработка новых рецептур кислотных композиций с регулируемой глубиной проникновения в пласт и извлечения продуктов реакции и фильтратов.

6. Обоснование и подбор высокотемпературных ингибиторов коррозии для защиты скважинного оборудования при кислотных обработках.

7. Разработка и совершенствование технологий интенсификации притока продукции скважин для гидрофильных, заглинизированных пластов.

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач осуществлялось путем исследований геолого-физических и технологических условий эксплуатации нефтегазовых залежей с недонасыщенными нефтью коллекторами. Для изучения и анализа использовались данные геофизических и гидродинамических исследований; статистические данные, характеризующие объект; результаты экспериментальных исследований в скважинах, химических и спектральных анализов пород, продукции добывающих скважин; а также методы математического моделирования процессов разработки нефтяных залежей. Проводился анализ промысловых данных эксплуатации скважин и применения комплекса физико-химических воздействий на призабойную зону скважин, а также показателей разработки продуктивных пластов.

Научная новизна результатов работы

1. Установлены закономерности фильтрации пластовых флюидов в недонасыщенных нефтью коллекторах и определены критерии эффективности применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи для пластов с пониженным нефтесодержанием.

2. Разработана модель формирования механических примесей и загрязнителей на различных этапах технологического процесса добычи нефти на базе обобщения геолого-промысловой информации.

3. Обобщены и обоснованы направления научных и промысловых исследований и разработана научно-методологическая основа для новых методов интенсификации добычи нефтей, содержащих повышенное количество высокомолекулярных компонент асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) в слабонасыщенных нефтью высокотемпературных пластах.

4. Определены характер и составы мехпримесей, поднятых с забоя при различных операциях в скважине, и кернового материала продуктивных пластов. Установлено, что по минералогическому составу, по растворимости в кислотных растворах и содержанию фильтрата забойные отложения на 50…60 % и более имеют техногенный характер происхождения.

5. Исследованы и разработаны рецептуры новых технологических жидкостей для промывки и глушения скважин со свойствами, предотвращающими ухудшение фильтрационных характеристик пласта, а также составы рабочих композиций с регулируемой глубиной проникновения на базе кислотных композиций.

6. Установлено влияние различных поверхностно-активных веществ (ПАВ), используемых в технологиях повышения нефтеотдачи и интенсификации притока, на межфазное натяжение кислотных составов и их фильтратов, исследованы их ингибирующие свойства.

7. Созданы новые технологии интенсификации добычи нефти из слабонасыщенных нефтью полимиктовых высокотемпературных пластов путем закачки растворов ингредиентов тампонирующего состава и раствора хлористого кальция, а также аминированного хлористого натрия (АХН).

Основные защищаемые положения

1. Методика определения оптимальных параметров применения технологий физико-химического воздействия на недонасыщенные нефтью коллекторы.

2. Модель формирования мехпримесей и загрязнителей в системе «пласт - скважина - наземные технологические узлы».

3. Рецептуры технологических жидкостей для промывки и глушения скважин с регулируемыми свойствами по воздействию на коллектор и продукцию скважин.

4. Рецептуры кислотных композиций и многоцелевых буферных жидкостей с регулируемой глубиной проникновения для ОПЗ недонасыщенных нефтью высокотемпературных пластов.

5. Результаты исследований влияния ПАВ на свойства кислотных составов и их фильтратов.

6. Новые составы и технологии интенсификации добычи нефти из недонасыщенных нефтью высокотемпературных полимиктовых коллекторов на основе аминированного хлористого натрия и ингредиентов тампонирующего состава.

Достоверность полученных результатов установлена путем анализа результатов обработки статистической информации высокой представительности. Экспериментальные исследования проводились в лабораториях институтов «НоябрьскНИПИнефтегаз», НИИ «Нефтеотдача» АН Республики Башкортостан и «СибНИИНП», на скважинах нефтегазовых месторождений Ноябрьского и других нефтегазовых регионов. Результаты экспериментов и испытаний проанализированы и сопоставлены с известными теоретическими и экспериментальными данными других исследователей.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Разработаны технологии, увеличивающие продуктивность скважин, основанные на применении технологических жидкостей с улучшенными промывочными свойствами, новых многоцелевых буферных жидкостей и составов для воздействия на призабойную зону недонасыщенных нефтью высокотемпературных полимиктовых пластов, которые широко используются в ОАО «Ноябрьскнефтегаз».

2. Предложены новые низкотемпературные, не коррозионно-активные жидкости глушения, совместимые с применяемыми технологическими жидкостями, не образующие токсичные соединения с другими веществами, обладающие большей степенью защиты глинистых структур.

3. Предложена методика подбора потенциально эффективных реагентов для удаления и предупреждения смолопарафиновых отложений для пород-коллекторов повышенной гидрофильности.

4. Разработаны регламенты проведения работ в скважинах. Технологии испытаны в скважинах и переданы производственным подразделениям по добыче нефти и газа ОАО «Ноябрьскнефтегаз» ОАО «Газпромнефть». Результаты исследований использованы при составлении проектов пробной эксплуатации Восточно-Вынгаяхинского и Восточно-Пякутинского месторождений и других проектных документов по разработке месторождений. Выводы и предложения используются при совершенствовании систем разработки нефтяных месторождений в Западной Сибири и в ряде месторождений на севере Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

5. Результаты исследований положены в основу опубликованных монографий, а также других учебных и учебно-методических пособий и применяются в учебном процессе.

Апробация работы. Основные результаты исследований, вошедшие в диссертационную работу, докладывались и обсуждались на научно-технических семинарах ПО «Ноябрьскнефтегаз» (1986-1994 гг.), школах-семинарах «Системная технология воздействия на пласт» (г. Ноябрьск, 1987 г., 1989 г.), научно-технической конференции «Школа передового опыта по проблемам добычи нефти Ноябрьского региона» (г. Ноябрьск, 1988 г.), Всероссийской научной конференции «Вычислительные средства регистрации и интерпретации геофизических исследований скважин» (г. Уфа, 1992 г.), XVII школе-семинаре «Проблемы механики сплошных сред в системах добычи, транспорта и переработки нефти и газа» (г. Уфа, 1995 г.), Всероссийской научной конференции «Фундаментальные проблемы нефти и газа» (г. Москва, 1996 г.), Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва, 1997 г.), научно-практической конференции «Повышение уровня добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» в 1998-2005 гг.» (г. Ноябрьск, 1997 г.), научной конференции «Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке» (г. Тюмень, 2000 г.), 3-ей научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (г. Ханты-Мансийск, 2000 г.), научно-практической конференции «Физика в Башкортостане», посвященной 30-летию ИФМК УНЦ РАН (г. Уфа, 2001 г.), научно-практической конференции «Сырьевая база России в XXI веке», посвященной 70-летию геологической службы на Европейском Севере России (г. Архангельск, 2001 г.), научно-практической конференции «Нефть и газ на старте XXI века» (г. Уфа, 2001 г.), Международной научно-практической конференции «Перспективы освоения минерально-сырьевой базы Архангельской области» (г. Архангельск, 2002 г.), Всероссийской научной конференции «Природные ресурсы северных территорий: проблемы оценки, использования и воспроизводства» (г. Архангельск, 2002 г.), Международной научно-практической конференции «Развитие минерально-сырьевой базы Архангельской области: проблемы, задачи, перспективы» (г. Архангельск, 2003 г.), Международной конференции «Моделирование стратегии и процессов освоения георесурсов», посвященной 15-летию Горного института УрО РАН (г. Пермь, 2003 г.), Международной научно-практической конференции, посвященной 75-летию Архангельского государственного технического университета (г. Архангельск, 2004 г.).

Публикации и личный вклад автора

По теме диссертации опубликованы 64 печатные работы, в том числе 5 монографий, 48 статей (37 из них - в журналах из перечня ВАК), получены 9 патентов РФ, созданы 2 методические разработки и 1 стандарт предприятия.

Автору принадлежат постановка задач исследований, их решение, разработка технологий и методов исследований, непосредственное участие в экспериментальных работах, анализ и обобщение результатов исследований, в том числе опытно-промышленных испытаний, формирование научного направления.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 195 наименований, 19 приложений на 22 страницах. Работа изложена на 322 страницах машинописного текста, содержит 74 рисунков, 87 таблиц.

Считаю своим долгом выразить уважение памяти академика РАЕН А.Т. Горбунова, академика РАЕН, члена-корреспондента АН РБ Ф.Л. Саяхова и к.т.н. Р.Р. Ганиева, оказавших всестороннюю поддержку и внимание к работе в течение многих лет.

Выражаю глубокую благодарность научному консультанту д.т.н. Гильмановой Р.Х., чьи неоднократные консультации способствовали формированию диссертации.

Выражаю искреннюю признательность заслуженному геологу РФ к.г.-м.н. Р.Н. Мухаметзянову, к.г.-м.н. В.В. Калашневу, специалистам подразделений ПО ОАО «Ноябрьскнефтегаз» и других научных и производственных организаций за проведение совместных лабораторных и промысловых исследований.

нефть высокотемпературный полимиктовый пласт

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дана общая характеристика работы, обоснована ее актуальность, сформулированы цель и задачи исследований, показана научная новизна и определены основные защищаемые положения, практическое значение и апробация работы.

В первой главе рассмотрены геолого-физические характеристики продуктивных пластов нефтегазовых месторождений Ноябрьского региона Западной Сибири.

Показано, что геологические условия залегания продуктивных пластов, недонасыщенных нефтью, рассматривались в работах Архипова С.В., Абрамова А.С., Андреева В.Е., Бродского А.А., Дворака С.В., Джемесюк А.В., Дроздова В.А., Забродина П.И., Ильина В.М., Касова А.С., Колмогорова В.Ф., Кольчицкой Т.Н., Корсунь В.В., Корчемкина В.Н., Котенева Ю.А., Кузнецова В.В., Курамшина Р.М., Кутырева Е.Ф., Петухова В.А., Питкевича В.Т., Малышевой Г.Н., Михайлова Н.Н., Мухаметзянова Р.Н., Назаренко Ю.С., Николаевой Е.В., Саунина В.И., Сонича В.П., Смышляевой М.Д., Турова В.А., Халимова Э.М., Шальных Г.С., Шараповой Н.В. и других.

Отмечается, что развитию и совершенствованию системы разработки посвящены также работы Базива В.Ф., Блинова С.А., Гавуры В.Е., Ганиева Р.Р., Газизова А.Ш., Горбунова А.Т., Жданова С.А., Калашнева В.В., Кучумова Р.Я., Лисовского Н.Н., Мулявина С.Ф., Овсюкова А.В., Федорова К.М., Хайрединова Н.Ш., Хисамутдинова Н.И. и других.

Методы интенсификации эксплуатации скважин рассматривались в работах Валиуллина А.В., Стрешинского И.А., Карнаухова М.Л., Крянева Д.Ю., Саяхова Ф.Л., Хлебникова В.Н., Яремейчук Р.С. и других.

Объекты исследования представлены в основном многопластовыми залежами нефти типов пластовых и сводовых, в большинстве случаев частично литологически экранированных. Продуктивные пласты сложены чередованием глинистых, алевролитовых, мелкозернистых, иногда среднезернистых песчаных прослоев с низким содержанием карбонатных пород (рисунок 1).



1 - глины; 2 - алевролиты; 3, 4, 5 - песчаники соответственно глинистые мелкозернистые, слабоглинистые мелкозернистые, среднезернистые; 6 - карбонатные стяжения; 7 - граница подвижной воды; 8 зеркало воды

Рисунок 1 - Геологический разрез пласта БС210 Суторминского месторождения

Отмечено, что песчано-алевролитовые прослои не выдержаны по простиранию, замещаются глинами или переходят из одной разности песчано-алевритовых осадков в другую. На крыльях поднятий в отдельных зонах наблюдается наличие клиноформенного строения пластов. Обломки песчано-алевритовых пород на 75…85 % представлены зернами кварца и полевого шпата, а глинистый материал цемента коллекторов - каолинитом и хлоритом. С уменьшением размера зерен повышается содержание хлорита, гидрослюды и смешанослойных образований ряда «гидрослюда - монтмориллонит». Емкостные свойства пород коллекторов изменяются в пределах 15…23 %. Фильтрационные свойства колеблются в пределах
0,05…0,25 мкм2, в отдельных пропластках достигают 0,4 мкм2.

Выполненный анализ показал, что для большинства залежей характерно наличие обширных зон, в пределах которых резко снижена гидродинамическая связь между отдельными участками продуктивного пласта. Это, в основном, обусловлено понижением эффективной толщины пласта, частым переслаиванием и замещением по простиранию песчаных тел низкопроницаемыми породами. В крыльевых зонах структурных поднятий наблюдается развитие косой слоистости.

Особенности строения залежей позволяют по сложности освоения и степени нефтеизвлечения выделить чисто нефтяную зону с относительно высокой однородностью коллекторов по степени нефтенасыщения; водонефтяную зону в краевых частях залежей, не подвергшихся процессам переформирования или находящихся на поздней ее стадии; зону с высокой неоднородностью коллекторов в разрезе пласта по нефтенасыщенности.

Отличительной особенностью залежей является более низкое, на 5…15 %, нефтенасыщение порового пространства относительно синхронных с близкими фильтрационными свойствами продуктивных пластов месторождений других регионов Западной Сибири. Коллекторы залежей имеют пониженную начальную нефтенасыщенность - 50…80 % от их возможного предельного нефтенасыщения и содержат подвижную воду.

На фоне общей пониженной нефтенасыщенности коллекторов наблюдается высокая неоднородность содержания нефти в разрезе пласта. Прослои с низким содержанием нефти выделяются не только в подошвенной, но и в центральной и даже в кровельной частях разреза пласта. Обширные участки неоднородного нефтенасыщения приурочены и к однородному по строению пласту с повышенной проницаемостью коллекторов, что является отличительной чертой залежей нефти региона от других месторождений Широтного Приобья.

Одним из основных параметров коллекторов, характеризующих их потенциальные возможности, является их водоудерживающая способность. Для коллекторов продуктивных пластов содержание остаточной воды изменяется от 17 до 82 %. Параметр характеризует нижнюю границу предельного нефтенасыщения песчано-алевритовых полимиктовых коллекторов Западной Сибири. При таком содержании воды в породе нефть является практически неподвижной при существующих режимах эксплуатации залежей.

Исследования состояния поверхности минерального скелета коллекторов, степени подвижности поровой воды и нефти, по результатам исследований института СибНИИНП, выявили средний показатель фильности - 0,964. Для коллекторов месторождений Широтного Приобья этот показатель равен 0,723. Шальным Г.С. установлено, что остаточная поровая вода практически при всех перепадах давления является подвижной. Чем выше показатель смачиваемости скелета, тем выше подвижность остаточной поровой воды.

В НИИ «Нефтеотдача» АН РБ при участии автора проведены исследования смачиваемости пород-коллекторов Суторминского и Западно-Суторминского месторождений (Хайрединов Н.Ш., Овсюков А.В., г. Уфа, 1996 г.), результаты которых показали, что состояние поверхности порового пространства либо гидрофильное, либо гидрофобное, то есть характеризуется четко выраженной полярностью смачиваемости. Породы, имеющие гидрофобный характер смачивания, обладают проницаемостью более 0,1 мкм2, проницаемость менее 0,1 мкм2 характеризует выраженное гидрофильное состояние поверхности. При вытеснении нефти водой впереди основного фронта вытеснения наблюдаются скопления воды, и происходит чередующееся движение практически безводной нефти и нефти с высоким содержанием воды. Это указывает на ускоренное продвижение воды по отдельным поровым каналам и накопление ее перед зоной с повышенным нефтенасыщением или повышенной гидрофобностью минерального скелета коллектора.

Пластовые температуры достигают 90 С и выше. При температуре выше 60 С ускоряются процессы коррозии скважинного оборудования, в том числе и за счет потери своих свойств заводскими ингибиторами.

Дан анализ физико-химическим характеристикам нефтей.

Нефти легкие (810…860 кг/м3) и средние (860…890 кг/м3) относятся к группе смешанных - метано-нафтено-ароматических. Вязкость пластовых нефтей в пределах 1,02…2,02 мПа·с, газосодержание - от 40 до 257 м3/м3, давление насыщения нефти газом - до 9,8 МПа.

Нефти парафинистые (до 6 %) и высокопарафинистые (более 6 %), малосмолистые (0…8 %), в основном малосернистые (до 0,5 %), характеризуются высокой температурой застывания, что зачастую приводит к потере их текучести.

Эксплуатация скважин сопровождается асфальтосмолопарафиновым содержанием (АСПО) во внутрискважинном оборудовании. На выпадение АСВ в призабойной зоне указывает высокая эффективность ОПЗ скважин различными растворителями и термогазохимическими методами. Причиной выпадения АСВ в ПЗП является снижение забойных давлений ниже давления насыщения (Баренблатт Г.И., Вахитов Г.Г., Кузнецов О.Л., Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э.М., Мартос В.Н. и др.).

С самого начала эксплуатации большинства скважин наблюдается высокая обводненность продукции. Многие скважины обводняются до критической величины при отборе 0,1…10,0 тыс. т нефти на скважину. Такая ускоренная обводненность продукции скважин связана с наличием в разрезе пласта подвижной пластовой воды, с прорывом нагнетаемой воды по недонасыщенным прослоям, а также с перераспределением нефти по разрезу пласта при нарушении существующего до закачки воды равновесия в пластовой системе.

Неоднородное геологическое строение продуктивных пластов, пониженное и неоднородное нефтенасыщение значительно осложняют разработку залежей традиционным заводнением, резко снижая при этом конечную нефтеотдачу пластов и динамику добычи нефти.

Согласно фактическому промысловому материалу, результатам гидродинамических исследований (ГДИ), продуктивность значительного числа скважин ниже их потенциальных возможностей как в начале работы, так и в режиме устойчивой работы; наблюдается ее снижение и в период их длительной эксплуатации, несмотря на проведение большого объема геолого-технических мероприятий.

Анализ причин подземного и капитального ремонтов скважин на месторождениях Ноябрьского региона показал, что наибольшее количество ремонтов связано с загрязнением призабойной зоны пласта и ствола скважины, некачественным глушением скважин в условиях высокотемпературных режимов пласта. Учитывая постоянное появление АСПО и кольматацию в ПЗП, необходимо расширить объем исследований по этой проблеме с целью создания новых, более эффективных технологий предотвращения негативных характеристик ПЗП и ствола скважины.

В результате обобщения изучены особенности геологического строения месторождений, физико-химические свойства пластовых флюидов, состояние и характеристика запасов, состояние и проблемы разработки недонасыщенных нефтью полимиктовых коллекторов. Выявлена низкая эффективность методов и технологий повышения продуктивности скважин. На основании обобщения состояния разработки нефтяных месторождений определены постановка задачи исследования и выбор объектов.

Во второй главе приведены результаты исследования процессов нефтеизвлечения из недонасыщенных нефтью коллекторов. На основе обработки нефтепромысловых данных установлена статистически значимая зависимость начальной обводненности скважин со средней нефтенасыщенностью коллектора. Для залежей нефти пласта БС210 Суторминского месторождения данная зависимость приведена на рисунке 2. Для построения выбирались данные скважин, эксплуатирующих чисто нефтяные зоны пласта или неконтактные водонефтяные зоны с разделяющим непроницаемым слоем не менее 4 метров. Сопоставление данных начальной нефтенасыщенности с данными обводненности, с которой начали работать скважины, показывает хорошую корреляцию: чем выше начальная нефтенасыщенность, тем ниже начальная обводненность.



Рисунок 2 Зависимость начальной обводненности добываемой продукции скважин от средней по разрезу перфорированного интервала начальной нефтенасыщенности, определенной по данным ГИС

На основе математической модели процессов фильтрации в недонасыщенных нефтью коллекторах изучены основные особенности разработки слабо нефтенасыщенных пластов. Предложена модель, описывающая физико-химическое воздействие на такие пласты.

Проведены численные эксперименты на математической модели послойно и зонально неоднородного недонасыщенного нефтью пласта.

Показано, что для такой модели пласта безводный период разработки отсутствует, т.к. коллектор пласта содержит подвижную воду. Начальная обводненность продукции скважины зависит как от средней по разрезу пласта начальной нефтенасыщенности, так и от соотношения вязкости нефти и воды. Характерным является наличие немонотонной зависимости в дебите нефти от времени, что связано как с неоднородным распределением нефтенасыщенности в пласте, так и с увеличением градиента давления в призабойной зоне при приближении фронта вытеснения. На рисунке 3 приведены зависимости текущего коэффициента извлечения нефти (КИН) от текущей обводненности. Согласно полученным данным для исследуемой модели пласта 10 % от начальных геологических запасов нефти добываются при постоянной начальной обводненности. Следующие 10 % геологических запасов нефти извлекаются до прорыва нагнетаемой воды к забою добывающей скважины. При этом за счет фильтрации только пластовой воды обводненность продукции скважины возрастает с 6 до 35 %. Высокая послойная неоднородность фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллектора и наличие подвижной воды обусловили невысокое значение конечного (при 95 % обводненности) КИН. Он составляет для данной модели 0,529 д.ед. Основные остаточные запасы нефти сосредоточены в низкопроницаемых зонах пласта, а также в гидрофобных областях.

Рисунок 3 Зависимость КИН от текущей обводненности добываемой продукции для послойно и зонально неоднородного, недонасыщенного нефтью коллектора

На основе линейной профильной модели неоднородного по фильтрационно-емкостным характеристикам коллектора была проведена серия численных экспериментов с целью выяснения роли неоднородности нефтенасыщения и проницаемости в динамике обводнения продукции скважины. Всего было проведено 27 численных экспериментов. На рисунке 4 приведена зависимость, отражающая корреляционную связь между неравномерностью нарастания обводненности продукции скважины и показателем неоднородности поля начальной водонасыщенности пласта. Коэффициент корреляции составляет 0,875, что говорит о существенной тесноте связи между исследуемыми величинами.

Зависимость неравномерности нарастания обводненности от неоднородности поля начальной водонасыщенности пласта имеет линейный характер с коэффициентом достоверности аппроксимации R2 = 0,766.

Таким образом, по характеру нарастания обводненности добываемой продукции в начальный (условно-безводный) период эксплуатации скважины, вскрывшей продуктивный коллектор с неоднородным и пониженным нефтенасыщением, можно судить о степени неоднородности поля начальной нефтенасыщенности.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 4 Зависимость неравномерности нарастания обводненности добываемой продукции от неоднородности поля начальной водонасыщенности коллектора

Представленные в разделе результаты указывают на особенности разработки недонасыщенных нефтью залежей нефти: отсутствие безводного периода эксплуатации, быстрое нарастание обводненности и значительная доля воды в накопленных отборах жидкости, более низкий КИН. Показатели разработки таких залежей соответствуют показателям разработки контактных водонефтяных зон (ВНЗ), которые традиционно относятся к залежам с трудно извлекаемыми запасами нефти. Для повышения эффективности разработки залежей с недонасыщенными нефтью коллекторами необходимо применение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН).

В главе изложены модельные подходы для определения эффективности физико-химического воздействия на недонасыщеные нефтью коллекторы. Рассматриваются два вида технологий. Один из них предусматривает изменение фазовых проницаемостей пластовых флюидов (например закачка поверхностно-активных агентов). Второй вид технологий приводит к избирательному увеличению фильтрационного сопротивления движению жидкости в областях коллектора с повышенной водонасыщенностью.

Рассмотрим особенности применения активных агентов, изменяющих относительные фазовые проницаемости (ОФП) пластовых флюидов, на недонасыщенные нефтью коллекторы. Предположим, что разработка пласта начинается при закачке в пласт воды как вытесняющего агента. Пусть по достижению некоторого «стартового» значения обводненности начинается закачка активного агента с концентрацией C0. В области коллектора, где концентрация активного агента превышает предельное значение, происходит изменение фазовых проницаемостей. Закачка агента продолжается в течение некоторого времени в объеме, измеряемом объемом порового пространства коллектора, затем прекращается, и дальше закачивается только вода. На рисунке 5 представлены поля давления и водонасыщенности к моменту начала закачки активного агента. Хорошо видно неравномерное продвижение фронта вытеснения нефти водой. При достижении обводненности 80 % начинается закачка активного агента, снижающего долю остаточной нефти в коллекторе.



Рисунок 5 Поля давления (изолинии) и водонасыщенности (цвет) к моменту начала закачки активного агента (обводненность продукции скважины - 80 %)

На рисунке 6 приведена динамика полей давления и насыщенности, а также поля концентрации активного агента.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 6 Динамика полей давления и насыщенности после воздействия на коллектор активного агента

Как видно на рисунке 6, применение ПАВ в качестве активного агента приводит к снижению остаточной нефтенасыщенности в области повышенных значений концентрации ПАВ. При этом перед фронтом воды, закачиваемой после закачки ПАВ, формируются области повышенной нефтенасыщенности (своего рода аналог вторичного нефтенасыщения). При этом неоднородность распределения нефтенасыщенности существенно возрастает. Несмотря на то, что применение активного агента увеличивает конечный КИН, о чем будет сказано ниже, тем не менее, повышение эффективности нефтевытеснения наблюдается только в высокопроницаемой области коллектора, т.к. активный агент не попадает в достаточном количестве в низкопроницаемые области коллектора.

Изменение показателей разработки в результате физико-химического воздействия представлено на рисунке 7.

Рисунок 7 Динамика текущих показателей разработки для варианта с применением ПАВ (0,01 общего объема пор модели, стартовая обводненность - 0,8 д.ед.)

Исследования зависимости КИН от условий применения физико-химических МУН, направленных на изменение ОФП пластовых флюидов, показало следующее. Эффективность данного вида МУН ограничивается областью высокопроницаемых зон коллектора, и она тем выше, чем больше закачивается активного агента. При этом выявлено, что чем менее выработан пласт до применения МУН (ниже «стартовая обводненность»), тем выше конечный КИН, достигаемый при закачке активного агента (рисунок 8).



Рисунок 8 Зависимость КИН от объемов закачиваемого активного агента и «стартовой» обводненности добываемой продукции

Согласно полученным результатам, максимальный эффект (КИН) достигается при закачке наибольших объемов активного агента. При этом коэффициент нефтеотдачи тем выше, чем меньше выработка высокопроницаемого пласта. Однако, с другой стороны, условием, налагающим ограничение на объемы закачки активного агента, является экономический критерий, определяемый стоимостью реагентов и сопутствующих работ.

Ниже приводится порядок определения оптимальных (с точки зрения экономических показателей) объемов закачиваемого активного агента.

Рассмотрим послойно неоднородный пласт, состоящий из высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков. Согласно полученным результатам, технологии с изменением фазовых проницаемостей пластовых флюидов воздействуют в основном на высокопроницаемые пропластки. Очевидно, что объем закачиваемого агента определяется как требуемой технологической эффективностью проводимого геолого-технического мероприятия, так и экономическими показателями, характеризующими рентабельность данного мероприятия.

Объем дополнительно добытой нефти есть функция от объема закачиваемого агента. Кроме того, применение технологии приводит к изменению объемов попутно добываемой воды. При определении оптимальных параметров технологии (с точки зрения экономических показателей) необходимо учесть как увеличение объемов реализации продукции, изменение затрат на добычу попутной воды, так и увеличение расходов на реализацию технологии (закачиваемого агента).

Таким образом, экономический показатель - накопленный чистый дисконтированный доход предприятия (- НЧДД) за рассматриваемый период времени - является функцией от закачиваемых объемов агента. Максимум этой величины соответствует оптимальным параметрам реализуемой технологии.

Рассмотрим порядок расчетов оптимальных параметров применения технологии на примере модельного пласта. Согласно приведенным в работе расчетам, применение активного агента в различных объемах приводит к увеличению КИН, а значит и извлекаемых запасов нефти. Перейдем от безразмерных величин к размерным. Для модели пласта прирост извлекаемых запасов нефти в абсолютных единицах в зависимости от объема нагнетаемого активного агента представлен на рисунке 9.

Рисунок 9 Зависимость прироста начальных извлекаемых запасов и НЧДД от объемов закачиваемого активного агента

По рассчитанным динамикам добычи нефти и воды определяются технико-экономические показатели разработки и НЧДД за период эффективности мероприятия. Для условий хозяйственной деятельности НГДУ «Суторминскнефть» в 2007 г. была построена зависимость НЧДД от параметров технологии - объемов закачки активного агента (рисунок 9) и определены оптимальные значения.

В третьей главе рассмотрены результаты экспериментальных исследований материала, загрязняющего забой и ПЗП. Для восстановления и повышения продуктивности скважин проводятся ОПЗ пласта, 60 % которых осуществляются с применением кислот.

Увязка результатов обработок с прямыми данными геологической характеристики коллекторов оказалась безуспешной, так как для каждой конкретной скважины объем необходимой информации недостаточен.

Используя статистические данные обработок ПЗП, рассматривалась связь между эффективной перфорированной толщиной обрабатываемого объекта и относительной амплитудой ПС. Практически по большинству месторождений при ПС менее 0,6 обработки были неэффективны. Эффективность их по объектам возрастает с увеличением амплитуды до 1,0. Влияние эффективной толщины на результаты обработок менее характерно, хотя в целом отмечается рост числа успешных обработок при ее увеличении, особенно выше 1,5…2,0 м. Для скважин с ПС от 0,75 до 1,00 эффективность обработок снижается с ростом начальных дебитов. Такая же зависимость наблюдается и в нагнетательных скважинах.

Указано, что большую эффективность кислотных обработок следовало бы ожидать при повышенном содержании глин и карбонатности, то есть при ПС равном 0,63…0,65. В результате кислотных обработок происходит в основном восстановление проницаемости ПЗП до естественного значения, то есть очистка призабойной зоны от загрязняющих ее продуктов.

Согласно многочисленным исследованиям, результаты ОПЗ зависят от литологоминералогического состава пород, слагающих продуктивные пласты, технического состояния скважин, правильности выбора и проведения технологических операций и ряда других факторов.

Для выявления причин низкой эффективности ОПЗ и установления причин уменьшения дебитов добывающих скважин проанализированы большой объем промыслового материала и результаты исследований.

При анализе результатов поинтервальных исследований состава и плотности жидкости по стволу работающих скважин, кроме воды, обнаружено значительное количество механических примесей. Это свидетельствует о наличии на забое и в стволе скважины застойной воды и взвешенных частиц, высота столба которых достигает 500…600 м и более. При проведении ОПЗ без предварительной тщательной промывки данная пульпа закачивается в призабойную зону, продавливается в глубь пласта обрабатываемым составом и снижает продуктивность скважины. Описаны приемы исследования наличия мехпримесей путем отбора проб на устьях скважин, добывающих безводную и обводненную нефть, по результатам которых устанавливались механизм загрязнения, его количественные и качественные характеристики.

Анализ проб жидкости, отобранных при промывке скважин, показал, что при промывке отмечено наличие на забое скважин столба глинисто-песчаных пробок высотой 25…30 м, часто перекрывающих интервал перфорации. Недоход труб при промывке скважин до искусственного забоя наблюдается в 40…50 % скважин.

В пробах забойных отложений определялся гранулометрический состав, производился минералогический анализ фракций от 2,0 до 0,1 мм, определялись содержание углеводородов, растворимость в кислотных составах. В отработанных кислотных растворах определялось содержание суммы оксидов железа и алюминия, ионов кальция, магния, сульфатов.

Пробы, отобранные при промывке, содержат меньшее количество крупных фракций, однако проба, отобранная непосредственно с забоя, содержит свыше 60 % мелких (размером менее 0,1 мм) частиц, способных к самоуплотнению.

Сравнение минералогического состава крупных фракций отложений и керна позволяет сделать следующий вывод. Кварцевые зерна песчаника из продуктивного пласта и силикаты отложений существенно различны: кварцевые зерна пласта (фракция 0,25…0,50 мм) представляют собой главным образом обломки мелких агрегатов и щеток. Отложения кварца представлены частично материалом пласта - 40…50 %, остальное - привнесенный материал: окатанные зерна кварца с матовой поверхностью и остроугольные обломки кварца, аналогичные обнаруженным в бентонитовой глине, цементе, барите, нерастворимом осадке растворов хлористого натрия, применяемых в качестве жидкости глушения. Результаты исследований свидетельствуют о значительном содержании углеводородов в исследуемых пробах отложений.

Дальнейший анализ экспериментов показал, что по растворимости и составу фильтрата керн продуктивного горизонта не может являться основной составляющей частью отложений на забое скважин.

Исследование растворимости забойных отложений в кислотных составах. Растворимость породы пласта как в солянокислотном растворе, так и в глинокислоте в несколько раз ниже растворимости отложений, поднятых с забоя скважины. Содержание оксидов, Са2+, Mg2+ и SO42- в фильтрате после взаимодействия забойных отложений с кислотами намного превышает их содержание в фильтрате взаимодействия кислот с породой пласта. По результатам исследований растворимость отложений в растворе 12 %-ной соляной кислоты достаточно высокая - от 31,67 до 37,26 %, в глинокислоте - от 51,94 до 58,67 %.

Отложения, в основном, имеют техногенный характер, состоят в большинстве своем из глин и окислов железа, причем более 50 % железо-магнитные (окалина). Часть отложений, растворяющаяся в соляной кислоте, включает до 70 % соединения железа, в глинокислоте - до 90 % соединения железа и алюминия. Соединения алюминия появляются в растворе в результате взаимодействия плавиковой кислоты с алюмосиликатами.

Промывки технической водой, иногда с добавками ПАВ, не обеспечивают полноты выноса отложений, в результате продукты солянокислотных ванн (СКВ) представляют собой концентрированные растворы солей железа и алюминия. Подобные растворы крайне нежелательны при попадании в пласт из-за возможности выпадения железа и алюминия в виде гидрооксидов.

При промывке происходит своеобразная сепарация взвеси: более легкие частицы (глина, карбонаты) уносятся с потоком воды, более тяжелые (соединения железа, плотность которых составляет 5,1…5,4 г/см3) извлекаются не полностью, в дальнейшем накапливаясь на забое скважины.

Исследования продуктов реакции после кислотного воздействия на пласт. Анализ проб, отобранных при извлечении продуктов реакции после СКВ и солянокислотной обработки (СКО), подтверждает выводы, сделанные при анализе отложений, отобранных с забоя скважин. Описана методика комплексного разделения мехпримесей на фракции.

Результаты исследований отложений с рабочих секций погружных насосов. На экстрагированных пробах проверялось действие магнита, проводились исследования под микроскопом, качественный анализ на содержание CaCO3, соединений железа и сульфидов. Определялись наличие и состав водорастворимых солей, содержание кислоторастворимой части и анализировался фильтрат. Проводились другие исследования, направленные на уточнение характера отложений. Выявленные в процессе исследований результаты указали на необходимость разработки рецептуры технологических жидкостей для промывки забоя и глушения скважин, перфорационных и других работ (в частности гидроразрыва пласта (ГРП)) с целью повышения эффективности проводимых геолого-технических мероприятий.

В четвертой главе приведены результаты исследований по разработке рецептуры технологических жидкостей, используемых для работы в скважине и при воздействии на ПЗП применительно к нефтяным месторождения Западной Сибири. Отличие исследований автора от ранее известных, выполненных в основном для условий месторождений Урало-Поволжья, заключается в том, что рассматриваемый автором объект отличается резко температурным режимом пласта и физико-химическими свойствами пластовых флюидов.

Для промывки ствола и глушения применяются техническая вода, растворы хлористого натрия и хлористого кальция, а также растворы различных ПАВ. Однако установлено, что качественной очистки ствола забоя при этом не происходит.

Под влиянием пресной воды в ПЗП происходят набухание, диспергирование и переотложение глинистых составляющих цемента и породы-коллектора.

Кроме невысокой плотности, растворы соли содержат до 2,5 % нерастворимого осадка. Растворы хлористого кальция плотностью до 1,24 г/см3 дают осадок при взаимодействии с некоторыми ПАВ, используемыми на производстве.

Вода, фильтрат как промывочной, так и жидкости глушения удерживаются молекулярно-поверхностными и капиллярными силами в поровых каналах. Объем удерживаемой воды тем больше, чем ниже проницаемость коллектора. На основе проведенных расчетов установлено, что в условиях месторождений Западной Сибири повышение водонасыщенности на 10…15 % снижает фазовую проницаемость для нефти в 2…3 раза.

При исследованиях промывочных жидкостей определялись вязкость и пескоудерживающие свойства, их стабильность во времени при разных температурах и концентрациях применяемых реагентов, а также влияние контакта с металлом и замораживания на деструкцию полимерных растворов. Определялась степень набухаемости глинистых пород. Предлагаемые составы при сравнительно низкой вязкости - 7,25…7,27 мПа•с - обладают хорошими пескоудерживающими свойствами. Замедление скорости оседания песчинок в исследуемых составах растворов изменялось в 8,8…22,9 раза (таблица 1).

Таблица 1 - Определение параметров жидкостей для промывки скважин

Состав раствора	Плотность при 20 оС, г/см3	Динамическая вязкость при 20 оС, мПа•С	Скорость падения песчинок, d = 0,63…1,0 мм
			см/с	замедление скорости падения, раз
Вода дистиллированная	0,998	1,002	1,50	-
5 %-ный раствор NaCl	1,034	-	11,00	1,4
10 %-ный раствор NaCl	1,071	-	10,60	1,5
15 %-ный раствор NaCl	1,109	-	10,30	1,5
0,5 %-ный раствор КМЦ-700	1,000	5,204	8,40	1,9
0,5 %-ный раствор КМЦ-700 + 5 % NaCl	1,035	3,305	4,90	3,2
1 %-ный раствор КМЦ-700	1,003	13,189	5,00	3,1
1 %-ный раствор КМЦ-700 + 10 % NaCl	1,076	8,653	3,60	4,3
1,5 %-ный раствор КМЦ-700	1,006	29,804	2,60	6,0
1,5 %-ный раствор КМЦ-700 + 15 % NaCl	1,113	23,154	1,80	8,5
2 %-ный раствор КМЦ-700	1,007	61,150	0,80	19,9
0,5 %-ный раствор КМЦ-Finn-fix	0,999	2,236	8,70	1,8
1 %-ный раствор КМЦ-Finn-fix	1,003	5,338	6,40	2,4
1,5 %-ный раствор КМЦ-Finn-fix	1,005	11,459	3,40	4,6
0,1 %-ный раствор ПАА-DK Drill	0,999	18,821	0,44	36,9
0,25 %-ный раствор ПАА-DK Drill	1,000	90,630	0,10	148,5
0,05 %-ный раствор ПАА-DK Drill	0,999	7,250	1,80	8,8
0,1 %-ный раствор ПАА Accotrol	0,999	35,864	0,10	148,5
0,05 %-ный раствор ПАА Accotrol	0,997	7,270	0,70	22,9

Рассмотрены свойства и эффективность жидкостей глушения, в частности результаты испытания гидрофобноэмульсионных растворов (ГЭР). При испытании ГЭР на промыслах установлено, что рекомендованная ранее электростабильность 80…200 В не всегда обеспечивает термостабильность раствора в пластовых условиях при температурах 80…90 С.

Проведены исследования и рекомендован к использованию в качестве жидкости глушения фильтрат технического пентаэритрита (ФТП). ФТП не реакционноспособен, не образует токсичных соединений с другими веществами, хорошо совместим с растворами хлористого натрия, с пластовой водой, с растворами CaCl2, MgСl2 и Cа(NО3)2, а также с коррекситом, гипаном и нитрилтриметилфосфоновой кислотой (НТФ), добавляемых в различные технологические составы.

Коррозия в присутствии ФТП идет только в первые часы контакта, затем на поверхности металла образуется коричневая, несмываемая водой и спиртобензольной смесью, пленка, и процесс коррозии резко затормаживается. ФТП проявляет более низкие поверхностно-активные свойства, чем известные жидкости глушения, такие как раствор CaCl2, NaCl, аммонизированный раствор нитрата кальция (АРНК).

Результаты исследований набухаемости глинистого материала в ФТП (таблица 2) позволяют расширить целевые технологические функции раствора и применять его как среду при вторичных вскрытиях пласта, а также при промывке и бурении скважин.

Таблица 2 - Результаты исследования набухаемости образцов из глинопорошка в жидкостях глушения при 10 С

Среда	Плотность раствора, г/см3	Увлажнение образца, %
Вода техническая	1,00	56,75
Раствор CaCl2	1,21	19,20
Раствор АРНК	1,21	21,22
Раствор NaCl + 10 % КС1	1,18	3,25
Раствор ФТП	1,21	2,95

На жидкость глушения для ремонта скважин получен патент РФ № 2042798, БИ № 24 от 27.08.95 г.

Приведены результаты исследований влияния ПАВ в растворителях для понижения поверхностного натяжения растворов и диспергирования кристаллов парафина. Изучалась растворяемость отложений в зависимости от изменения температуры (рисунок 10) и времени контакта с композициями (рисунок 11).

На рисунках 10, 11 приведены результаты исследований, где в качестве растворителя использована широкая фракция углеводородов (ШФУ) Подобраны ПАВ, добавление которых ускоряет растворение отложений и способствует удержанию АСПВ в растворе. Состав с добавками двух повышающих эффективность ШФУ реагентов обладает аддитивными свойствами и максимально растворяет отложения.

а) б)

а Вынгаяхинское месторождение, скв. 674: 1 - ШФУ + ЭБФ (3:1); 2 - ШФУ + СПНХ-6012 (1,5 %); 3 - ШФУ; б Вынгапуровское месторождение, скв. 1104: 1 - ШФУ; 2 - ШФУ + СПНХ-6012 (1,5 %); 3 - ШФУ + ЭБФ (3:1); 4 ШФУ + ЭБФ (3:1) + СПНХ-6012 (1,5 %)

Рисунок 10 - Зависимость растворимости АСПО от температуры
в различных композициях



а) б)

Рисунок 11 - Зависимость растворимости АСПО от времени контакта: а) с растворителем. Температура опытов 12 С: 1, 2 - Карамовское месторождение, скв. 631; 3, 4 - Вынгаяхинское месторождение, скв. 674; 1, 3 ШФУ + ЭБФ (3:1); 2, 4 - ШФУ; б) с композицией ШФУ + ЭБФ (3:1). Температура среды 30 С: 1 - Суторминское месторождение, скв. 3432; 2 - Вынгаяхинское месторождение, скв. 674; 3 - Вынгаяхинское месторождение, скв. 774; 4 - Вынгапуровское месторождение, скв. 1104; 5 - Новогоднее месторождение, скв. 1126; 6 - Карамовское месторождение, скв. 631

Растворяющая и диспергирующая способность ШФУ увеличивается при добавлении 0,05…0,06 % одного из следующих реагентов: превоцел НG-12, неонол СНО-ЗБ, эмультал, СНПХ-7214. Предложено использовать коррексит-7798 и дипроксамин-5765М, но эффект при этом ниже. Дипроксамин-5765М одновременно используется и как ингибитор коррозии.

В пятой главе обобщены результаты исследований по разработке рецептуры составов и технологий интенсификации работы скважин при кольматации ее в процессе эксплуатации, а также результаты моделирования обработки призабойной зоны с применением новых активных рабочих и буферных композиций.

Установлено, что основная растворимая часть кернового материала - соединения железа и алюминия. При температурах выше 60 С эффективность обработок снижается из-за быстрой нейтрализации кислотного раствора и отсутствия воздействия на удаленную зону пласта. Значительно увеличивается коррозия подземного оборудования из-за того, что вводимые заводами в кислоту ингибиторы снижают или вообще утрачивают свои защитные свойства. Значительное количество соединений железа в ПЗП вносится за счет кислотной коррозии оборудования.

...