Содержание к диссертации
Введение
1. Геологическое строение и особенности процесса выработки различных типов коллекторов 8
1.1 Краткая характеристика геологического строения основного продуктивного объекта - горизонта Ромашкинского месторождения 8
1.2 Особенности геологического строения Холмовской площади... 15
1.3 Распределение и геологическое строение высокоглинистых и малопродуктивных коллекторов 23
1.4 Воздействие закачиваемых вод различной минерализации на фильтрационно-ёмкостные свойства коллекторов 32
Выводы по 1 разделу 43
2. Геолого-технологический анализ эффективности разработки, структуры запасов продуктивного горизонта холмовской площади 46
2.1 Распределение типов коллекторов по площади 46
2.2 Основные технологические показатели разработки 47
2.3 Развитие и текущее состояние системы поддержания пластового давления 54
2.4 Характеристика текущей структуры запасов 59
Выводы по 2 разделу 65
3. Экспериментальное и теоретическое обоснование использования подземных вод для интенсификации выработки и повышения нефтеотдачи глинистых пластов 67
3.1 Краткий обзор методов воздействия на выработку глинистых коллекторов Ромашкинского месторождения 67
3.2 Экспериментальное и теоретическое обоснование использования подземных вод нижних горизонтов для интенсификации выработки и повышения нефтеотдачи глинистых пластов 72
Выводы по 3 разделу 90
4. Эффективность применения минерализованных газонасыщенных пластовых вод для увеличения продуктивности пластов горизонта 93
4.1 Внедрение системы межскважинной перекачки пластовых вод на объектах разработки НГДУ "Азнакаевскнефть" 93
4.2 Развитие системы межскважинной перекачки пластовых вод на Холмовской площади 105
Выводы по 4 разделу 111
4.4 основные выводы и рекомендации 113
Список использованных источников 114
Приложения 119
- Распределение и геологическое строение высокоглинистых и малопродуктивных коллекторов
- Развитие и текущее состояние системы поддержания пластового давления
- Экспериментальное и теоретическое обоснование использования подземных вод нижних горизонтов для интенсификации выработки и повышения нефтеотдачи глинистых пластов
- Внедрение системы межскважинной перекачки пластовых вод на объектах разработки НГДУ "Азнакаевскнефть"
Введение к работе
Актуальность проблемы. На поздней стадии разработки неоднородных многопластовых объектов приращение извлекаемых запасов нефти возможно, в первую очередь, за счет оперативного регулирования процесса нефтеизвлечения. При этом разработка принципов и основных направлений регулирования выполняется на основе уточнения особенностей геологического строения и дифференциации остаточных запасов, обобщения комплекса геолого-промысловых, геофизических и гидродинамических исследований.
Заключительный этап разработки основного продуктивного объекта (горизонта Ді) Ромашкинского месторождения характеризуется большой степенью выработки запасов из высокопродуктивных коллекторов и крайне низкими темпами извлечения нефти из высокоглинистых и малопродуктивных коллекторов. Доля запасов, содержащихся в высокоглинистых и малопродуктивных коллекторах, выросла к настоящему времени до 80% от остаточных извлекаемых, что в целом определяет будущее разработки месторождения. Ш
Методы по совершенствованию системы разработки, предпринимаемые на первых этапах, были ориентированы исключительно на интенсификацию добычи из высокопродуктивных коллекторов. На этапе, характеризующемся началом падения уровней добычи в целом по Ромашкинскому месторождению, был внедрен ряд методов воздействия на залежь, которые способствовали увеличению вовлечения в активную разработку пластов с низкими коллекторскими свойствами: циклическое заводнение минерализованными попутными водами; разукрупнение объектов разработки; повышение давления нагнетания попутных вод в зонах распространения сложнопостроенных коллекторов.
Но в целом и на данном этапе основная группа методов повышения
4 нефтеотдачи пластов, базирующаяся на потокоотклоняющих технологиях, была направлена на довыработку высокопродуктивных коллекторов, что замедлило, но не остановило резкого падения уровней добычи.
Началом разработки методов научного подхода к извлечению запасов из глинистых коллекторов следует считать 1982-1985 годы, когда на основе систематизации и обработки всего имеющегося материала по Ромашкинскому месторождению «ТатНИПИнефть» был оценен характер воздействия заводнения на различные группы коллекторов. При этом было выявлено отсутствие воздействия пресных вод на вытеснение нефти из высокоглинистых и малопродуктивных коллекторов и крайне слабое воздействие минерализованных (попутных) вод на вытеснение нефти из малопродуктивных коллекторов^]
В этой связи проблема извлечения запасов нефти, сосредоточенных в глинистых коллекторах, является для Ромашкинского месторождения определяющей.
Перспективы прироста извлекаемых запасов по месторождению связаны в первую очередь с совершенствованием системы гидродинамического воздействия и развитием физико-химических методов увеличения нефтеотдачи. В связи с тем, что традиционно применяемые системы гидродинамического воздействия на нефтяные пласты на поздней стадии разработки становятся неэффективными, актуальной задачей становится их совершенствование с целью вовлечения в активную разработку запасов низкопродуктивных коллекторов, регулирование закачки воды с изменением направлений фильтрационных потоков, циклическое заводнение, а также создание новых комплексных технологий.
Цель работы: Интенсификация выработки и повышение нефтеотдачи глинистых коллекторов созданием и внедрением новых систем гидродинамического воздействия.
Основные задачи исследований.
1. Выявление особенностей, оценка характера выработки запасов и анализ структуры остаточных запасов по группам коллекторов.
2.Изучение физико-химических свойств и состава глинистых минералов песчано-алевролитовых пород, подземных вод и растворенных в них газов, используемых в системах заводнения продуктивных пластов.
3.Проведение имитационного моделирования по эффективности заводнения пластов с учетом набухания глин.
4.Разработка и внедрение технологий, позволяющих эффективно вести выработку низкопродуктивных коллекторов в условиях неоднородного объекта, находящегося на поздней стадии разработки.
Научная новизна.
1.Выявлен механизм воздействия глинистых минералов на изменение фильтрационных свойств коллекторов в процессе заводнения.
2.Промысловым экспериментом доказана обратимость процесса изменения фильтрационных свойств глинистых коллекторов.
3.Научно обоснована оптимальная система заводнения глинистых коллекторов.
Практическая ценность и внедрение результатов работы.
1.Реализация системы интенсификации выработки и повышения нефтеотдачи глинистых коллекторов на поздней стадии разработки позволила значительно повысить эффективность разработки, степень извлечения запасов, снизить обводненность добываемой продукции, улучшить экологическую ситуацию и снизить степень техногенной нагрузки на окружающую среду.
2.Результаты диссертационной работы вошли в следующие руководящие документы: " программу НГДУ «Актюбанефть» по совершенствованию системы ППД на 1995-1996 гг.; " концепцию «Основные направления совершенствования системы ППД в АО «Татнефть» и снижение затрат в этой области», 1994 г.; " Бизнес-план «Технико-экономическое обоснование реконструкции и совершенствования системы ППД с целью повышения коэффициента нефтеизвлечения эксплуатационных объектов АО «Татнефть», 1995 г. " Предложения к уточнению проектов разработки Холмовской площади 1989-2000 год.
3.Разработаны и внедрены в НГДУ «Азнакаевскнефть» технологии разработки и увеличения нефтеотдачи, в т.ч. на уровне изобретений (Положительное заключение о выдаче патентов РФ по заявкам № 99114181/03 (015435) от 08.07.99 и №99119340/03(020513) от 08.09.99).
4.Техно логическая эффективность от реализации разработанных технологий составила 305,3 тыс.т. дополнительно добытой нефти.
Апробация работы.
Материалы диссертационной работы докладывались на: - научно-практической конференции «Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи и роль супертехнологий (г.Бугульма, 1998 г.); - научно-практической конференции «Опыт разведки и разработки Ромашкинского и других крупных нефтяных месторождений Волго-Камского региона» (г. Лениногорск, 1998 г.); " 2-и региональной научно-практической конференции (Кремсовские чтения) «Актуальные проблемы геологии нефти и газа» (г. Ухта, 1999 г.); " 5-и Международной научной конференции «Методы кибернетики
7 химико-технологических процессов» (г. Уфа, 1999 г.); - Международном семинаре-конференции «Освоение месторождений трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (г. Краснодар, 1999); научно-технических совещаниях АО «Татнефть», НГДУ «Азнакаевскнефть» (гг. Альметьевск, Азнакаево, 1985-1998гг.); - ученых советах ТатНИПИнефть и НИИнефтеотдача АН РБ (гг. Бугульма, Уфа, 1993-1999 гг.); " научно-технической конференции «Проблемы строительства, эксплуатации и исследования горизонтальных скважин» (п.Актюба, 2-3 декабря 1999 г.).
Структура и объем работы.
Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов и основных выводов и рекомендаций. Работа изложена на 125 страницах машинописного текста и содержит 25 рисунков, 27 таблиц, список литературы из 43 наименований.
Распределение и геологическое строение высокоглинистых и малопродуктивных коллекторов
Изучение кернового материала и последующая адаптация комплекса ГИС позволила с большей долей достоверности выделять в разрезе горизонта Ді коллектора согласно принятой классификации.
При этом был выявлен ряд закономерностей в распределении высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных коллекторов (в дальнейшем - глинистых). " по площади увеличение доли нефтенасыщенных глинистых коллекторов происходит во всех направлениях от центра месторождения, кроме северо-восточного (рис. 1.4.). " по толщине этажа нефтеносности доля глинистых коллекторов возрастает в пластах верхней пачки а; бі-з; в. " толщина пластов, сложенных глинистыми коллекторами, в основной своей массе не превышает Зм. Детальное изучение кернового материала, полученного непосредственно при разбуривании зоны глинистых коллекторов на опытном участке Абдрахмановской площади, показало, что пласты - коллектора, выделенные по ГИС как малопродуктивные, фактически содержат в своем разрезе пропластки как высокопроницаемых коллекторов, так и неколлекторов. Но в целом по ГИС кондиционные значения оказались несколько завышены L J Если опираться на утверждение, что данные ГИС завышают емкостные характеристики малопродуктивных коллекторов, то завышается доля балансовых запасов в них содержащаяся. Если учитывать, что по ГИС занижаются фильтрационные характеристики, то каково будет воздействие на извлекаемые запасы Для решения данных вопросов статистика, наработанная только по 25 одному участку, не может служить определяющей для всего Ромашкинского месторождения. Керновый материал по опытному участку Абдрахмановской площади свидетельствует о сложном строении каждого пласта с глинистыми коллекторами. В принципе по керну каждый малопродуктивный пласт напоминает строение пашийского горизонта в миниатюре. Если учесть то, что в высокопродуктивных пластах имеет значительное распространение неоднородность, обусловленная наличием тонких прослоев низкопроницаемых коллекторов, которые по комплексу ГИС не выделяются, получение и изучение кернового материала по горизонту Ді совершенно необходимо. По вещественному составу глинистые коллектора в целом не отличаются от высокопродуктивных коллекторов L8J и на 94-98% состоят из кварца. Изменение емкостно-фильтрационных характеристик обусловлено различной степенью сортировки и укладки зерен кварца, содержанием обломочной фракции мелкоалевритового, пелитового и мелкопелитового размеров 0,01мм) и диагенетическими преобразованиями. Изучением кернового материала определено, что пелитовая фракция состоит более, чем на 45% из обломков кварца, мелкопелитовая фракция ( 0,001мм) состоит из глинистых минералов. Это, в основном, каолинит, гидрослюды, небольшое количество монтмориллонитов и смешанослойных минералов. Их распределение имеет резкую неоднородность даже в пределах единого пласта L9J.
В коллекторах горизонта Ді пелитовая фракция составляет от 1,54 до 5,39%). Породы с содержанием пелитовой фракции выше 5,39% непроницаемы. Мелкопелитовая фракция составляет в среднем 1/5 часть от пелитовой.
Непосредственно глинистые коллекторы Холмовской площади по керновому материалу имеют слабую изученность, но по исследованным образцам принципиальных отличий не установлено. Отмечается более высокая степень диагенетических преобразований, выраженная во вторичном окварцевании и увеличении доли полевых шпатов в цементе пород, что в целом характерно для краевых южных и западных площадей Ромашкинского месторождения. Если рассмотреть распределение объемов нефтенасыщенных пород по группам коллекторов в целом по месторождению (табл. 1.6,1.7.), то Холмовская площадь соответствует выявленным закономерностям. Изученные ранее емкостно-фильтрационные свойства коллекторов Холмовской площади также соответствуют общим закономерностям. Следовательно, причиной неудовлетворительных показателей разработки Холмовской площади, по сравнению с аналогичными площадями месторождения, непосредственно сами коллекторские свойства продуктивных пластов являться не могут. Незначительная доля запасов, приуроченных к водонефтяным зонам, и хорошие условия для её выработки на Холмовской площади свидетельствуют об отсутствии отрицательного фактора и по этому направлению. Следовательно, основные причины неудовлетворительных показателей разработки Холмовской площади контролируются другими причинами. Из геологических причин необходимо выделить крайне неоднородное распределение коллекторов по площади. При этом зачастую поля развития коллекторов имеют линзовидный и полосчатый характер строения, значительная доля линз вскрыта всего одной или двумя, редко тремя скважинами. Особенно это характерно для распределения именно глинистых коллекторов по площади, что при существующей системе разработки не обеспечивает их охвата заводнением, а чаще они вырабатываются на режиме истощения. Другой геологической причиной, возможно, повлиявшей на технологические показатели разработки, является, в основном, более низкое гипсометрическое положение Холмовской площади относительно окружающих площадей (рис. 1.5, 1.6.). Данный фактор мог иметь значительное влияние, если учитывать более позднее начало разработки Холмовской площади.
Развитие и текущее состояние системы поддержания пластового давления
Изначально низкая приемистость глинистых пластов обусловлена высокой сорбционной емкостью глинистых минералов, которые удерживая молекулы нефти, препятствуют её вытеснению [15]. Увеличение давления нагнетания способствует разрушению механизма удержания, за счет высоких скоростей фильтрации, но как показывает опыт, приемистость за короткое время резко снижается.
Закономерности, выявленные в процессе разработки коллекторов горизонта Ді, позволяют судить об участии именно самой глинистой (пелитовой) составляющей данных пород, в снижении емкостно-фильтрационных характеристик при заводнении. Вместе с тем до настоящего времени механизм поведения и влияния глинистого материала на изменение ёмкостных фильтрационных характеристик коллекторов горизонта Ді в процессе разработки изучен недостаточно. Существующие предположения базируются на возможности набухания гидрослюд и смешанослойных минералов в поровом пространстве при изменении гидродинамического и физико-химического состояния системы при заводнении коллекторов I-16J.
Учитывая вещественный состав глинистого материала, изученный механизм снижения ёмкостно-фильтрационных свойств (ФЕС), основанный на набухании глин, для горизонта Ді Ромашкинского месторождения неприменим. Незначительное содержание монтмориллонитов, преобладание в пелитовом материале коллекторов пашийского горизонта кварца и каолинита не позволяют использовать известные модели по исследованию влияния процесса набухания глин. Но учитывая уже имеющиеся данные о возможном механизме влияния глинистой составляющей коллекторов горизонта Ді на снижение фильтрационных характеристик в процессе заводнения, подтвержденные промысловым опытом, есть возможность адаптировать данные модели LI 7J_ При этом необходимо учитывать то, что Кгл. , определяемый по ГИС применительно к коллекторам горизонта Ді, соответствует содержанию глинистого материала только в поровом пространстве и равномерно рассеянном виде в породе и может значительно отличаться от истинного содержания при наличии микро- и макронеоднородности в распределении LI8J.
Изучение кернового материала показало, что малопроницаемые коллектора обладают чаще всего крайне неоднородным распределением глинистого материала, и фактическое его влияние на фильтрационные свойства обусловлено кроме непосредственно Кгл., еще тем, как он распределен в породе.
В процессе заводнения данный фактор может иметь решающее значение для изменений в коллекторе, если предположить, что с приходом закачиваемой воды в нефтенасыщенную часть начинается преобразование глин [19].
Если учесть, что при начале разработки Ромашкинского месторождения вытеснение проводилось закачкой исключительно пресной воды, то в первую очередь должна падать приемистость нагнетательных скважин, поскольку по мере удаления закачиваемой воды от зоны закачки она интенсивно осолонялась пластовой подошвенной и пластовой связанной водой, что подтверждается постепенным снижением минерализации попутных вод в добывающих скважинах.
При высоких скоростях фильтрации пресная вода, как чужеродный элемент в гидродинамической системе продуктивных пластов, могла оказывать максимальное негативное влияние на их коллекторские свойства.
В работе 1-20J описаны эксперименты, проведенные с девонским песчаником различной глинистости и различными фильтрационными свойствами. Результаты опытов показали, что повышенное содержание глин в девонских песчаниках приводит к уменьшению коэффициента вытеснения нефти водой, увеличению водного периода добычи нефти, увеличению остаточной нефтенасыщенности (рис. 1.9)
Ингибирование закачиваемой воды, проведенное реагентами снижающими набухаемость глинистого материала, позволило увеличить коэффициент вытеснения при прокачке 1,5 порового объема на 7,7%. В качестве ингибитора использовался 5% раствор сильвинита с добавкой 0,5% ПАВ (рис. 1.10).
Данные эксперименты являются несомненным подтверждением значительного влияния глинистого материала, содержащегося в коллекторах горизонта ДІ на изменение их ёмкостно-фильтрационных свойств в процессе заводнения пластов. Увеличение минерализации закачиваемой воды оказывает ингибирующее действие, препятствующее набуханию глин и способствует повышению нефтеотдачи глиносодержащих пластов.
Учитывая наличие в поровом пространстве дисперсных глинистых минералов, происходила активная переработка их структуры, появлялись новообразования на границах межзерновых контактов, выполненных глинами, появлялась подвижность пелитового и мелкопелитового кварца.
Наличие в тонкодисперсной (мелкопелитовой) части глинистого материала гидрослюд может оказывать дополнительное влияние на снижение фильтрационных свойств образованием коллоидных агрегатов объемного типа в поровом пространстве L U Влияние рассмотренных преобразований могло оказывать полезное воздействие на выработку высокопродуктивных коллекторов, так как на принципе загущения, гелеобразования, частичной кольматации, основаны все известные потокоотклоняющие технологии повышения нефтеотдачи пластов ].
Но на выработку глинистых коллекторов этот процесс мог воздействовать только резко отрицательно, учитывая низкие фильтрационные свойства, обусловленные малым диаметром каналов и их сложную конфигурацию. Потверждением тому является ход выработки зон глинистых коллекторов, которые непосредственно контактируют с зонами высокопродуктивных коллекторов.
Экспериментальное и теоретическое обоснование использования подземных вод нижних горизонтов для интенсификации выработки и повышения нефтеотдачи глинистых пластов
Высокопродуктивные нефтенасыщенные коллекторы составляют 60% от общего объема нефтенасыщенных коллекторов Холмовской площади.
Лучшими показателями по продуктивности характеризуются верхние пласты "аГ и"а2" (в дальнейшем пласт "а"). Пласт "а" имеет наибольшее распространение по площади и доля высокопродуктивных коллекторов в его объеме составляет около 70%. Небольшие участки водонасыщенных коллекторов пласта "а" имеются только на крайнем юго-востоке площади.
Пласт "бі" развит на площади несколько менее, чем пласт "а" , высокопродуктивные коллектора составляют 60-70%» от объёма, но площадь нефтеносности составляет не более 50%) по сравнению с пластом "а".
Пласт "бг" отличается от пласта "6Г лишь сокращением площади нефтеносности. Коллектора "бз имеют характеристики, близкие пласту "а", но нефтенасыщение по площади резко ограничено небольшими зонами в юго-западной части. Пласт "в" имеет площадное распространение, сложен более чем на 80 % высокопродуктивными коллекторами, но нефтенасыщение имеется только на небольших участках, составляющих 3-4% площади. Нефтенасыщение нижних пластов «гд» отмечено только в единичных скважинах на юге площади. В целом для коллекторов Холмовской площади и зон слияния пластов необходимо отметить полосчатость в распределении по площади, ориентированную в северо-восточном направлении. Наличие обширных зон отсутствия коллекторов по пластам "аГ,"бі","б2м,"бз значительно осложняет характер их распределения. При этом переходы от неколлектора к высокопродуктивному или глинистому коллектору закономерности не имеют. Глинистые коллектора распределены по площади спорадически. Зоны площадного распространения, вскрытые пятью и более скважинами, имеются на разных участках площади, но широкого развития не имеют. Наиболее распространены небольшие линзы и полосы как внутри зон развития высокопродуктивных коллекторов, так и среди неколлекторов, но количество участков глинистых коллекторов, примыкающих к высокопродуктивным, преобладает. По пластам "аГ,"а2" глинистые коллектора наиболее развиты в центральной и южной частях площади, где расположены два самых крупных участка (рис. 2.1.). Глинистые коллектора пластов"бі","б2","бз" развиты в основном на южной половине площади. Распределение глинистых коллекторов по пластам и по площади свидетельствует об осложненном характере условий для организации их эффективной выработки и затрудняет разработку высокопродуктивных коллекторов. Зоны глинистых коллекторов, пересекающие высокопродуктивные, являются дополнительным препятствием для увеличения их охвата заводнением. Разработка Холмовской площади была начата в 1955 году пуском в работу на нефть единичных нагнетательных скважин, оконтуривающих площадь. На начало массового разбуривания площади по её периметру было з добыто 2,5 млн.тонн нефти и закачано 12,3 млн.м пресной воды. При этом, согласно деления между объектами, непосредственно на Холмовскую площадь отнесено соответственно 50%, остальная добыча и закачка отнесена к соседним площадям. На начало 1972 года фонд составлял 38 нагнетательных скважин и 42 добывающих скважин. Бурение велось быстрыми темпами и уже в 1975 году фонд Холмовской площади насчитывал 201 скважину. Начиная с 1972 года ежегодный прирост добычи нефти составил 100-200 тыс.тонн и добыча достигла в 1980 году 1317 тыс. тонн. При этом было добыто 47% извлекаемых запасов при обводненности 47,8%, что свидетельствует в целом об удовлетворительном ходе выработки. Компенсация отборов жидкости закачкой была полной, но уже в 70 годы на Холмовской площади появился ряд обширных зон, где пластовое давление резко снизилось. В первую очередь это относится к району, прилегающему к Зеленогорской площади. Опережающий ввод в разработку зон развития высокопродуктивных коллекторов позволил удерживать добычу на уровне более 1300 тыс.тонн только 2 года, затем началось неуклонное снижение со среднегодовым темпом до 10% и уже в 1999 году добыча составила всего чуть более 10% от максимальной. По мере увеличения объёмов закачки росла обводненность продукции и если до 1980 года это сопровождалось ростом добычи, то в дальнейшем рост обводненности происходил при её падении. Наиболее быстрыми темпами обводненность возрастала в 90-е годы, несмотря на массовое отключение из разработки высокообводненных скважин и резкое сокращение объемов добываемой жидкости (рис.2.2.). К этому же времени относится падение темпов добычи нефти от текущих извлекаемых запасов.
При подготовке «Уточненного проекта разработки Холмовской площади» - 1988-1989 г., состояние выработки её запасов было признано неудовлетворительным. Одной из причин был назван недостаточный охват заводнением глинистых коллекторов и принято решение по организации системы закачки пластовой воды методом внутрискважинной перекачки и межскважинной с использованием шурфовых дожимных установок. Планировалось создание системы из 49 нагнетательных скважин. Данное решение реализовано не было по причине технических трудностей.
Разбуривание площади продолжалось до 1994 года и было прекращено в ввиду низкой эффективности. Дебит вновь пробуренных скважин не превышал 3 т/сут. На настоящее время на площади пробурено 518 скважин, 69 из них ликвидировано, в добыче нефти используется 221 скважина, в нагнетании - 128 скважин, остальные используются как водозаборные, контрольные и находятся в консервации (табл.2.1.). В целом технологические показатели разработки Холмовской площади являются неудовлетворительными по сравнению с аналогичными площадями Ромашкинского месторождения. В 1995-1998 годах была достигнута некоторая стабилизация обводненности продукции при некотором снижении объёмов добываемой жидкости, но добыча нефти продолжала падать. Показатели разработки за последние 2 года и планируемые на 2000 год (табл.2.2.) показывают в целом отсутствие перспективы в наращивании добычи нефти.
Причины неудовлетворительного состояния разработки определяются сложившейся структурой запасов. Система выработки и закачки не подготовлена в достаточной мере к работе с запасами оставшимися, в основном, в глинистых коллекторах (60%), линзах и тупиковых зонах.
Внедрение системы межскважинной перекачки пластовых вод на объектах разработки НГДУ "Азнакаевскнефть"
По мере изучения строения основного продуктивного горизонта Ромашкинского месторождения выявилось несоответствие принятой системы заводнения нефтяных пластов их геологическим особенностям, а именно широкому развитию глинистых коллекторов. Ухудшение структуры запасов и начавшийся резкий спад уровней добычи активизировали работы по поиску методов эффективного гидродинамического воздействия на глинистые пласты.
Первоначальное направление данных работ - это попытка увеличить давление нагнетания пресных и минерализованных вод в скважины, расположенные в зонах распространения глинистых коллекторов. При существовавших технологических условиях использование повышенных давлений нагнетания ограничивалось низкими напорами насосов на КНС, технической пригодностью скважин и водоводов. Кроме того вся система закачки базировалась на высокопроизводительных ( 4000-6000 мЗ/сут) насосах и соответственно невозможно было организовать закачку под высоким давлением именно в слабо принимающие скважины в глинистых коллекторах.
Первоначально низконапорные агрегаты могли обеспечить давление не более 10 - 12 МПа. Ухудшающаяся приемистость нагнетательных скважин вынудила разработчиков широко применить гидроразрыв пластов (ГРП). При этом достигалось кратное увеличение приемистости, которая быстро снижалась и прекращалась. Последующие попытки восстановить приемистость различными методами обработки призабойных зон (ОПЗ) с использованием высоких давлений приводили к нарушениям герметичности колонн. На настоящий день практически все нагнетательные скважины, оконтуривающие Холмовскую площадь, на которых проводился ГРП, ликвидированы С заменой низконапорных насосов на КНС на высоконапорные в 70-е годы возобновилась попытка повысить давление нагнетания в скважины, расположенные в зонах развития глинистых коллекторов. Но из-за отсутствия возможности регулирования производительности КНС и слабого развития водоводной системы (к одному водоводу подключалось 3 и более скважин с различной приемистостью) эффект от повышения давления нагнетания в глинистых коллекторах был незначительным.
Следующим этапом развития системы гидродинамического воздействия на глинистые коллектора было создание экспериментальных участков по их выработке. Одной из задач, решаемых на данных участках, было исследование воздействия вод различной минерализации на показатели их выработки.
По результатам анализа технологических показателей работы опытных участков было определено, что наиболее эффективно вырабатывались участки, заводнявшиеся высокоминерализованной водой L24J.
Для организации закачки пластовой воды были разработаны различные модификации и технологические схемы её добычи и закачки в нагнетательные скважины. В качестве нагнетательных использовались только вновь пробуренные скважины специальной конструкции с высокопрочными эксплуатационными колоннами. Рабочее давление нагнетания составляло 20-28 МПа. В данной системе использовались, в основном, несколько технологических решений (рис.3.1.): 1 Добыча пластовой воды электроцентробежными насосами (УЭЦН), её подача в шурф, пробуренный около нагнетательной скважины, со спущенным дожимным высоконапорным УЭЦН. 2- Добыча пластовой воды УЭЦН с нижних горизонтов и её подача непосредственно в пласты горизонта Д1 с использованием специального пакерующего устройства (внутрискважинная перекачка -ВСП). 3- Добыча пластовой воды УЭЦН, подача её в накопительную ёмкость с дальнейшей подачей в шурф дожимного УЭЦН. Метод В СП оказался технически очень сложно выполнимым, технологический процесс не был обеспечен необходимыми средствами контроля и после опробования в единичных скважинах, практически не используется на Ромашкинском месторождении. Несмотря на громоздкость технологии использования дожимных установок, на ряде участков эта система применяется. Но новых участков не создается по причине низкой экономической и недостаточной технологической эффективности Кроме внедрения систем закачки пластовых вод были предприняты попытки ингибирования катионактивными поверхностными веществами (КПАВ) закачиваемых пресных и сточных вод \25\. Во все вновь осваиваемые нагнетательные скважины проводились з закачки растворов КПАВ концентрацией 0,3-0,5% в объёмах 200-500 м Полезность закачки КПАВ во вновь осваиваемые скважины была очевидной. Приемистость скважин затухала значительно медленнее, увеличился межремонтный период нагнетательных скважин, но в начале 90-х годов закачку КПАВ прекратили из-за высокой стоимости реагентов [26]. Следующее направление работ по воздействию на глинистые коллекторы получило развитие в последние годы и основано на ингибировании комплексом ПАВ и гидрофобными материалами призабойных зон как нагнетательных, так и эксплуатационных скважин. На месторождениях данные технологии группируются под промысловыми терминами: разглинизация и гидрофобизация. Сущность метода разглинизации заключается в закачке различных реагентов, растворяющих или осушающих накопившийся глинистый материал в призабойной зоне скважин, с последующим дренированием и промывкой. Дренирование производится компрессорными и свабовыми установками.