Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Существующие обработки призабойной зоны скважин терригенных коллекторов 8
1.1. Основные методы обработки призабойной зоны скважин терригенных коллекторов 8
1.2. Анализ и обобщение накопленного опыта по обработке призабойной зоны скважин методом ГКО 12
1.3. Современное состояние внедрения методов обработки призабойной зоны скважин терригенных коллекторов и интенсификации добычи нефти 24
1.4. Выводы 31
Глава 2. Геолого-физические характеристики и текущее состояние разработки нефтяных месторождений 33
2.1. Основные черты геологического строения исследуемых объектов разработки 33
2.1.1. Геологические особенности строения Самотлорского нефтяного месторождения 33
2.1.2. Геологические особенности строения Суторминского нефтяного месторождения 41
2.1.3. Геологические особенности строения Ново-Елховского нефтяного месторождения 45
2.2. Сравнительный анализ состояния разработки терригенных залежей 48
2.2.1. Текущее состояние разработки Самотлорского нефтяного месторождения 48
2.2.2. Текущее состояние разработки Суторминского нефтяного месторождения 54
2.2.3. Текущее состояние разработки Ново-Елховского нефтяного месторождения 62
2.3. Выводы 65
Глава 3. Результаты лабораторных исследований глинокислотного воздействия на породы коллектора терригенных пластов Западной Сибири и Татарии 69
3.1. Оценка изменений порометрических характеристик пород--коллекторов Суторминского месторождения при их взаимодействии с раствором глинокислоты 70
3.2. Оценка изменения фильтрационно-емкостных и физико-химических свойств пород-коллекторов Суторминского месторождения при их взаимодействии с раствором глинокислоты 83
3.3. Оценка изменений порометрических характеристик пород-коллекторов Ново-Елховского месторождения при их взаимодействии с раствором глинокислоты 99
3.4. Выводы 103
Глава 4. Геолого-статистическое моделирование эффективности глинокислотных обработок призабойной зоны скважин 105
4.1. Геолого-статистическое моделирование эффективности глинокислотного воздействия на призабойную зону скважин терригенных пластов Самотлорского месторождения 105
4.2. Геолого-статистическое моделирование эффективности глинокислотного воздействия на призабойную зону скважин терригенных пластов Ново-Елховского месторождения 115
4.3. Выводы 120
Глава 5. Геолого-математическое моделирование эффективности глинокислотного воздействия на призабойную зону скважин терригенных пластов 121
5.1. Прогнозный расчет эффективности проведения глинокислотных обработок на Ново-Елховском месторождении, пласт Ді 121
5.2. Прогнозный расчет эффективности проведения глинокислотных обработок на Самотлорском месторождении месторождении, пласт АВ 3 131
5.3. Прогнозный расчет эффективности проведения глинокислотных обработок на Самотлорском месторождении, пласт БВ ю 136
5.4. Геолого-статистическое обоснование выбора скважин под обработку их призабойных зон глинокислотой 138
Заключение 141
Список использованных источников 143
- Анализ и обобщение накопленного опыта по обработке призабойной зоны скважин методом ГКО
- Геологические особенности строения Самотлорского нефтяного месторождения
- Оценка изменений порометрических характеристик пород--коллекторов Суторминского месторождения при их взаимодействии с раствором глинокислоты
- Геолого-статистическое моделирование эффективности глинокислотного воздействия на призабойную зону скважин терригенных пластов Самотлорского месторождения
Введение к работе
Актуальность проблемы. В последние годы возрастает доля трудноизвлекаемых запасов нефти (ТРИЗ) в общем балансе России. Значительные объемы ТРИЗ сосредоточены в низкопроницаемых глинизированных терригенных коллекторах сложного геологического строения. В процессе разработки происходит ухудшение фильтрационных характеристик продуктивных пластов в призабойной зоне пласта (ПЗП). Призабойную зону пласта выделяют как особую часть пласта, так как, во-первых, ее свойства могут отличаться от свойств остальной части и, во-вторых, именно в этой части происходит потеря основной доли энергии, затрачиваемой на движение нефти в пласте.
Основными причинами ухудшения фильтрационных характеристик являются: разбухание глинистого цемента пород-коллекторов, привнесение мельчайших частиц в ПЗП в процессе работы скважины, в результате чего происходит уплотнение пород в ПЗП. На изменение фильтрационных характеристик ПЗП также влияет выпадение солей и всевозможных продуктов реакции, после закачки химических реагентов, увеличение водонасыщенности пород ПЗП и снижение фазовой проницаемости для нефти при смене пластовой минерализованной воды на пресную воду. Радиус ПЗП меняется от нескольких десятков сантиметров до нескольких метров.
Одной из основных задач нефтедобычи является сохранение ПЗП в удовлетворительном состоянии. Поэтому всегда существует необходимость восстановления и улучшения фильтрационных характеристик ПЗП за счет увеличения ее проницаемости и снижения темпов обводнения добывающих скважин.
Виды воздействия на ПЗП в зависимости от применяемой технологии разделяются на физико-химические, химические, тепловые, микробиологические, механические, комбинированные методы.
В настоящее время время на месторождениях России основная доля приходится на физико-химические методы воздействия на призабойную зону.
Цель работы. Создание научно-методической основы оптимизации технологических параметров применения глинокислотных обработок призабойной зоны терригенных коллекторов в различных горногеологических условиях.
Основные задачи исследований:
1. Обобщение накопленного промыслового опыта применения
глинокислотных обработок (ГКО) призабойной зоны скважин.
Сравнительный анализ геологических особенностей продуктивных пластов и специфических условий разработки исследуемых объектов.
Геолого-статистический анализ эффективности ГКО добывающих скважин и выявление факторов, влияющих на результативность обработок.
Проведение лабораторного исследования влияния ГКО на изменение фильтрационно-емкостных характеристик и физико-химических свойств пород-коллекторов.
5. Математическое моделирование технологического процесса
глинокислотных обработок ПЗП Самотлорского (пласты АВ] и БВю) и
Ново-Елховского (пласт ДО месторождений с целью оптимизации
геолого-промысловых характеристик.
Научная новизна работы: 1. На основании выполненных лабораторных исследований определен характер изменения фильтрационно-емкостных характеристик и физико-химических свойств пород-коллекторов Суторминского и Ново-Елховского месторождений при глинокислотном воздействии.
Получены геолого-статистические модели эффективности глинокислотного воздействия на призабойную зону скважин Самотлорского и Ново-Елховского месторождений. В результате сравнительного анализа геолого-статистических моделей эффективности ГКО установлены геолого-технологические условия применения глинокислотного воздействия на месторождениях Волго-Уральской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций.
Построена геолого-математическая модель эффективности применения ГКО призабойных зон терригенных пластов Самотлорского и Ново-Елховского месторождений.
4. Проведен сравнительный анализ результатов гео лого-
статистического и геолого-математического моделирования
эффективности ГКО на эксплуатационных объектах Самотлорского и
Ново-Елховского месторождений.
Защищаемые положения:
1. Результаты лабораторных исследований влияния ГКО на
фильтрационные характеристики терригенных пород-коллекторов
изучаемых месторождений.
Геолого-промысловые условия эффективного применения ГКО для улучшения фильтрационно-емкостных характеристик ПЗП с целью повышения добычи нефти.
Методика оптимизации параметров глинокислотного воздействия на призабойную зону пласта.
Практическая ценность работы и реализация работы в промышленности:
1. Результаты диссертационной работы использованы при выборе скважин под ГКО на Ново-Елховском месторождении, пашийского горизонта Дь
2. Результаты проведенных исследований позволяют значительно
повысить степень достоверности и надежности геолого-технологического
обоснования объектов под применение глинокислотного воздействия на
призабойную зону пласта для увеличения продуктивности и
приемистости, добывающих и нагнетательных скважин; существенно
поднять уровень технико-экономической эффективности ГКО; в конечном
итоге интенсифицировать текущую добычу нефти и значительно
улучшить состояние фонда скважин.
3. Предложена методика прогнозирования и оптимизации
технологических параметров ГКО, а также выбора объектов воздействия.
4. Результаты диссертационной работы использованы в научно-
промышленных работах НРШнефтеотдачи АН РБ, проводимых по
договорам с АО «Татнефть» и ОАО «Акмай».
Публикация результатов работы. По материалам диссертации опубликовано 10 работ, включая 3 тезиса докладов и 7 статей.
Структура диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Список литературы включает 73 наименования. Текст на 149 страницах, содержит 66 рисунков и 21 таблицу.
Автор искренне благодарит за помощь, ценные советы и консультации научного руководителя - д.т.н., профессора В.Е. Андреева, д.г.-м.н., профессора Н.Ш. Хайрединова, к.т.н. Ю.А. Котенева, к.т.н. С.А. Блинова и д.ф.-м.н., профессора К.М. Федорова, к.г.-м.н., В.Б.Смирнова.
Анализ и обобщение накопленного опыта по обработке призабойной зоны скважин методом ГКО
Такие противоречивые результаты обработок объясняются различным содержанием фракций полимиктового цемента песчаника и разным взаимоотношением их с различными растворами. При глинокислотной обработке скважин без предварительной обработки пласта раствором соляной кислотной, т. е. без выщелачивания карбонатного цемента, от реакции карбонатов с плавиковой кислотой образуется гель, который выпадает из раствора, ухудшая проницаемость ПЗП.
Для изучения эффективности кислотных растворов при обработке скважины были проведены исследования в установке УИПК- 1М на кернах скв. 1037 Верхне-Тетеревского месторождения. Глинокислотные растворы приготовлялись из плавиковой кислоты и бифторида аммония, представляющего собой смеси солей бифторида (гидрофторида аммония) NH4F HF и фторида аммония NH4F [61].
Отечественные руководящие документы РД 39-Р-0147009-740-91 "Технология обработки призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин реагентом КОП-1" и РД 39-Р-044-90 "Технология применения специального кислотного состава для воздействия на призабойную зону скважины в терригенных коллекторах" также рекомендуют использовать глинокислоту для восстановления проницаемости глинизированных полимиктовых песчаников [12].
На месторождениях «Нижневартовскнефтегаз» проводились скважино-операции по глинокислотному воздействию на ПЗП. Но в результате недостаточного учета особенностей литолого-петрофизических свойств обрабатываемых коллекторов успешность составила 48%.
На Ватьеганском месторождении применяется несколько видов глинокислотных обработок ПЗП: глинокислотные (ГКО), глинокислотные с добавлением гидрофобизаторов, в качестве которых используются катионоактивные ПАВ, например реагент ИВВ-1 (ГКО и ГФ); гидрофобизирующие составы на основе углеводородных растворителей, содержащих гидрофобизаторы типа ИВВ-1 или ДОН-52 (ГФ).
Для распознания образов успешных и неуспешных результатов кислотных обработок формировались обучающие выборки, включающие от 22 до 37 скважин с известными результатами обработок. В качестве анализируемых факторов рассматривались: дебит по нефти, обводненность скважин, коэффициенты неоднородности, пористости, проницаемости, нефтенасыщенности пласта и т.д., всего более 30 промысловых, геологических и геолого-физических факторов. В условиях Ватьеганского месторождения для комплексного метода ГКО и ГФ наиболее значимым оказался удельный дебит нефти 1 м нефтенасышенной толщины пласта.
Обработки наиболее эффективны в области низких удельных дебитов, о чем свидетельствуют высокие положительные диагностические коэффициенты. С увеличением дебитов они переходят в область отрицательных значений, возрастая по абсолютной величине. Успешность обработки призабойной зоны (ОПЗ) при этом резко снижается. Так, из 17 скважин с дебитами 0,02-0,36 т/(сут м) в 12, т.е. в 67%, получен положительный результат. При дебитах 0,52-3,14 т/(сут м) только 3 обработки из 15 (лишь 20%) были эффективны. Немаловажным фактором является число глушений скважин в процессе эксплуатации до ОПЗ. Успешность ГКО и ГФ скважин, подвергавшихся глушению до момента воздействия не более 3 раз, составляет 67%, после 4-5 глушений - 50%, 6-8 - 30%, более 9 глушений - 20%.
Полученные результаты позволяют определить области благоприятных промысловых и геолого-физических условий и по существу регламентировать применение метода кислотного воздействия, с учетом конкретных условий скважин и их призабойных зон. На основе проведенного анализа можно сделать следующие выводы: - кислотные ОПЗ пластов группы АВ и БВ Ватьеганского месторождения наиболее эффективны в скважинах с невысокими удельными дебитами (0,02-0,36 т/сут м) в момент, когда их дебит составляет 1-60% от когда-либо наблюдавшегося максимального, т.е. потенциального дебита скважины; - соляно- и глинокислотные обработки эффективны в скважинах с обводненностью 0 - 15%, а также в условиях нарастающего высокого обводнения - более 70%. Введение в кислотный состав неионогенных и анионоактивных ПАВ повышает эффективность обработок при обводнении скважин 30 - 60%; - использование гидрофобизаторов в кислотных составах, а также в виде углеводородных растворов значительно повышает эффективность ОПЗ скважин при нарастающей обводненности более 30%, причем явно позитивное влияние гидрофобизатор оказывает в коллекторах высокой проницаемости; - большинство ОПЗ снижают эффективность после многократных глушений скважин. Более эффективны при этом составы, имеющие гидрофобизатор, который способствует удалению из призабойной зоны внесенной в нее жидкостью глушения воды. - глинокислотные составы с добавлением гидрофобизатора, а также углеводородные растворы гидрофобизатора эффективны в ярко выраженных послойно неоднородных пластах при наличии в призабойной зоне скважин 6-10 и более пропластков.
Геологические особенности строения Самотлорского нефтяного месторождения
Меловая система представлена морскими, прибрежно-морскими и континентальными отложениями. Она включает мегионскую, вартовскую и адымскую свиты [13]. Мегионская свита (326-370 м) включает продуктивную ачимовскую толщу (пласты БВід-гг)- Вартовская свита включает продуктивные пласты БВю, БВ8, АВ4-5, АВ2-з, т.е. основную часть запасов нефти месторождения. Адымская свита (67-84 м) содержит продуктивный горизонт ABj. Покурская свита (680-725 м) объединяет осадки аптского, альбского и сеноманского ярусов. В сеноманских отложениях имеется газовая залежь. На Самотлорском месторождении, как и в пределах всего Нижневартовского свода, ачимовская толща представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Песчаники не выдержаны по площади и разрезу. Они, в большинстве случаев, представлены в виде линз небольшого размера. Поэтому отложения ачимовской толщи трудно коррелируются и границы выделенных продуктивных пластов БВі9, БВ2о, БВгі и БВ22 в ряде скважин носят условный характер.
Нефтяная залежь пласта БВ21-22 вся подстилается водой, высота ее около 40 м. Тип залежи пластово-сводовый.
Пласт БВго представлен чередованием глинистых песчаников, аргиллитов с их плотными разностями. Пласт БВ20, как и другие пласты ачимовской толщи, характеризуется литологической изменчивостью. Его эффективная толщина колеблется от 0 до 10 м. Размеры залежи 4,2 х 2,2 км, высота около 30 м. Тип залежи пластово-сводовый с литологическим экраном.
Пласт БВі9 представлен чередованием глинистых песчаников, алевролитов и их плотностных разностей. Его эффективная толщина колеблется от 2 до 9 м. Продуктивная толща горизонта БВю представлена монолитными песчаными телами и тонким чередованием песчано-алевролитовых пород. Монолитные песчаные тела прослеживаются без заметных перерывов на большие расстояния в южной и юго-восточной частях структуры, где средняя толщина их составляет 5,9 м. Пласт БВю на 78,7% площади месторождения представлен тонким чередованием и линзами монолитов. Толщина линз в половине случаев равна 2-3 м. Размеры залежи составляют 40 х 21 км, высота - 144 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 7,9 м. Тип залежи пластово-сводовый с литологическим экраном.
В толще горизонта БВю выделяют два пласта: верхний БВ100 и нижний БВ]0 Пласт БВ]0 присутствует в северной части площади, где коллекторы нефтенасыщены. В центральной части и далее к югу встречаются линзы коллекторов среди плотных пород, но они водонасыщены. От центральной части к югу распространены коллекторы пласта БВю "2, к которому приурочены основные запасы горизонта, в южном направлении возрастает их толщина и продуктивность.
На Самотлорском месторождении горизонт БВ8 разделен на четыре пласта: БВ8, БВ8!, БВ82 и БВ83. Среди выделенных пластов уверенно прослеживается лишь пласт БВ8. Пласты BBg1 и БВ82 по площади часто сливаются в единый монолитный пласт, а пласт БВ83 присутствует в песчаной фации как самостоятельный пласт лишь на ограниченной площади. Обычно он или замещен, или сливается с коллекторами пластов БВ8 . Размер залежи пласта БВ8 - 39 х 26км, высота составляет 150 м. Нефтенасыщенная толщина 17,3 м. Размеры залежи БВ8 - 43 х 27км, высота - 155 м, нефтенасыщенная толщина - 4,3 м.
Этап геологической истории развития территории Западно-Сибирской равнины, охватывающий во времени берриас-валанжин, характеризуется повсеместным накоплением морских отложений. Продуктивная толща горизонта АВ4.5 представлена, в основном, высокопродуктивными монолитными гидродинамически связанными песчаными телами, которые подстилаются водой более чем на 90% площади . Нефтегазовая залежь по типу является пластово-сводовой. Размеры газовой шапки составляют 3,5 х 1,5 км, высота -9 м, средняя газонасыщенная толщина - 2,7 м. Размеры нефтяной части - 28 х 21 км, высота - 70 м, нефтенасыщеная толщина - 18,3 м.
Коллекторами нефти пласта АВ2-з являются песчаники и алевролиты. Эффективные нефтенасыщенные толщины в нефтяной зоне колеблются от 4,6 до 27,0 м. Пласт имеет сложное строение, отличается высокой степенью литологической неоднородности, обусловленной частым чередованием глинистых и песчано-алевритовых слоев переменной толщины с линзовидными обособлениями карбонатных пород. От горизонта АВ] пласт отделяется прослоем глин толщиной от 0,1 до 8 м. Нефтегазовая залежь пласта АВ2.з по типу является пластово-сводовой. Размеры газовой шапки залежи составляют 14,5 х 9,5 км, высота - 41 м, средняя газонасыщенная толщина - 7,5 м. Размеры нефтяной части -52 х 32 км, высота - 80 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 9,3 м.
Пласт ABi3 выделяется в нижней половине горизонта АВ]. В толще пласта встречаются преимущественно слабоглинистые песчаники, доля таких нефтенасыщенных коллекторов составляет 74% суммарного объема, средняя толщина - 4,9 м. Соответственно на долю глинистых коллекторов приходится 26% объема при средней нефтенасыщенной толщине 1,9 м. Газовая шапка пласта ABi3 имеет размеры 20 х 17 км, высоту - 60 м, средняя газонасыщенная толщина - 6,8 м. Тип залежи пластово-сводовый. Накопление осадков в южной части пласта ABj связано с деятельностью палеоречной системы. На севере же и северо-востоке рассматриваемой территории, по-видимому существовала область заливов и лагун.
Оценка изменений порометрических характеристик пород--коллекторов Суторминского месторождения при их взаимодействии с раствором глинокислоты
Наиболее эффективным методом выбора рабочего агента для обработки ПЗП в конкретных горно-геологических условиях является экспериментальное определение степени восстановления проницаемости образцов керна, отобранных из продуктивного интервала пласта, подлежащего воздействию.
В процессе экспериментов изучалась эффективность обработки коллектора, т.е. совместимость реагента с коллектором. Совместимость, в нашем случае обоснована ростом пористости (значительный рост содержания пор радиусом от 2 до 5 мкм) и проницаемости, при взаимодействии породы с глинокислотой.
Восприимчивость породы-коллектора к действию рабочего реагента, предназначенного для обработки ПЗП, определялась не столько возможностью растворения минералов межзернового цемента, сколько выяснением механизма и природой закупоривающих поры пробок, смачиваемостью породы и другими характеристиками, которые невозможно учесть, используя лишь теоретические представления и статистику.
Исследования проводили в три этапа: первые два уделены исследованию ГКО пород-коллекторов пластов БС Суторминского месторождения. На третьем этапе проводились эксперименты с образцами пород-коллекторов Ново-Елховского месторождения. На первом этапе изучались аспекты изменения структуры порового пространства 27 сцементированных образцов керна Суторминского и Западно-Суторминского месторождений. Поровый состав изучался методом ртутной порометрии с применением порозиметра итальянской фирмы Carlo Erba. Методика проведения исследований: 1) экстрагирование нефтенасыщенных образцов спиртобензольной смесью для удаления из них углеводородов; 2) сушка экстрагированных образцов до постоянной массы в сушильном шкафу; 3) каждый образец делился на примерно равные части: - с первой части образца снимались исходные порометрические характеристики; - вторая часть образца обрабатывалась раствором глинокислоты (смеси соляной и плавиковой кислот). Взаимодействие экстрагированного кернового материала с глинокислотой проводилось под вакуумом в течении 24 часов. 4) промывка образцов дистиллированной водой и их сушка в сушильном шкафу до постоянной массы; 5) взвешивание образцов и определение потери массы каждого образца; 6) снятие порометрических характеристик с образцов после контакта с раствором глинокислоты. Результаты исследования порового состава образцов приведены в табл. 3.1. В данной таблице приведены следующие сведения об исследуемых образцах: - номер образца; - R, мкм проницаемость, абсолютная проницаемость по воздуху, определенная на соответствующем стандартном цилиндрическом образце; - М, % пористость, определенная методом Преображенского; - V, мм /г - удельный объем пустот, величина, полученная на образце нестандартной формы с помощью порозиметра; - т, % пористость, определенная с помощью порозиметра путем пересчета удельного объема пустот (в дальнейшем эту пористость будем называть микропористость); - гср, средний радиус пор, величина, рассчитываемая компьютером и выдаваемая на бланке измерений порозиметра. - распределение пор по размерам, % - содержание в поровом объеме пор с эффективным радиусом 1 мкм, 1-2 мкм, 2-5 мкм, 5-10 мкм и 10 мкм; - потеря массы образца при взаимодействии с соответствующим раствором кислот. Сначала, по данным исследования порометрических характеристик до и после взаимодействия образцов керна с раствором глинокислоты был проведен дисперсионный анализ. Были построены гистограммы, которые представлены на рис. 3.1.-3.2. Как показывают результаты исследований, при обработке образцов глинокислотои происходит увеличение удельного пустотного пространства (рис 3.1). Средний удельный пустотный объем исследуемых образцов возрос со 117,3 мм/г до 123,1 мм/г. Из рис. 3.1. видно, что при контакте с глинокислотои уменьшилось колличество образцов, обладающих удельным пустотным пространством меннее 90 мм /г и 105-120 мм /г. Одновременно произошло увеличение образцов с удельным пустотным объемом 120 мм /г и выше. Средний радиус пор при контакте с глинокислотои увеличился с 4,768 мкм до 5,787 мкм. Как показывает анализ (рис. 3.2) в исследуемой выборке уменьшилось количество образцов, имеющих средний радиус пор менее 2,5 мкм, и произошло одновременное увеличение количества образцов со средним радиусом пор более 7,5 мкм и средним радиусом от 2,5 мкм до 5 мкм. Порометрические характеристики указывают на незначительное изменение структуры порового пространства и весьма значительное увеличение удельного объема пустотного пространства. Так содержание мелких пор практически не изменилось, среднее значение содержания этих пор в исходной выборке составляло 43,89 %, после контакта с глинокислотой стало 44,81 %. Содержание средних пор радиусом от 1 до 5 мкм незначительно увеличилось, с 11,2 % до 13,24 %. Содержание крупных пор, 5-10 мкм, даже несколько уменьшилось (с 11,6 % до 8,61 %) и небольшое увеличение пор наблюдается свыше 10 мкм (с 12,78% до 14,26 %). Эти результаты приведены на рис. 3.2.
Потеря массы испытуемых образцов варьирует в диапазоне от 2 до 14 %. Наибольшая потеря массы наблюдается у низкопроницаемых и непроницаемых образцов. Результатом значительных изменений в массе образцов является растворение содержащихся глинистых частиц. Проявляется четкая зависимость: чем выше потеря массы, тем существеннее изменения структуры порового пространства, а следовательно и значительнее увеличение фильтрационных свойств пород.
Для более детального изучения изменения в структуре порового пространства исследуемая выборка образцов была дифференцирована по проницаемости на несколько групп. По каждой из групп были получены осредненные порометрические характеристики и исследовались изменения внутри каждой группы.
Геолого-статистическое моделирование эффективности глинокислотного воздействия на призабойную зону скважин терригенных пластов Самотлорского месторождения
В предыдущей главе была дана количественная оценка эффективности глинокислотных обработок. Для большей убедительности была проведена качественная оценка ГКО.
Применение ГКО с целью увеличения приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин следует рассматривать как метод, направленный на декольматацию призабойной зоны скважин, т.е. очистку порового пространства от техногенных продуктов, занесенных в призабойную зону в процессе вскрытия или эксплуатации скважин.
Таким образом, успешность проведения ГКО во многом зависит от состава цемента, скрепляющего зерна пород коллекторов и состава «засоряющих» веществ.
Прогнозный расчет эффективности проведения глинокислотных обработок на Ново-Елховском месторождении, пласт Д\ Для построения математической модели распространения глинокислотного раствора в пористой среде необходимо учитывать, прежде всего, минеральный состав пород. Большое значение имеет наличие минералов и соединение элементов, которые в процессе реакции с глинокислотой могут образовать нерастворимый осадок. В обрабатываемой глинокислотой песчаной породе должно быть очень низкое содержание карбонатов, железистых соединений. В то время как большое содержание глин не является препятствием для успешности ГКО. Поэтому был изучен минералогический состав керна представленного из пласта Дь из интервала 1770,0-1820,0 м.
Проблемы протекания вторичных реакций осадкообразования в пласте при проведении кислотных обработок частично решаются с помощью введения в рабочий раствор специальных добавок, а также применением различных технологических приемов. С целью расчета основных параметров ГКО (глубины проникновения кислотного раствора и прирост продуктивности скважины после обработки) была рассмотрена одномерная осесимметричная фильтрация раствора кислоты в пористой среде. Рассмотрена закачка кислотного раствора в слоистый пласт с гидродинамически изолированными пропластками. Значения искомых параметров обработки находятся из условия баланса масс реагирующих компонентов на фронтах химических реакций при условии равновесности процесса. В модели учитываются: минеральный состав пород, образующих пласт, состав кислотного раствора, стехиометрические коэффициенты основных реакций растворения породы кислотами, параметры пласта (проницаемость, пористость, толщина пропластков, слагающих пласт). Полученное значение глубины проникновения кислотного раствора использовалось для оценки относительной продуктивности скважины после проведения обработки.
В процессе обработки происходит растворение полевых шпатов и глин фтористоводородной кислотой и растворение карбонатов и части глин соляной кислотой. В эти два этапа процесса растворения породы-коллектора происходит полное растворение полевых шпатов и глин фтористоводородной кислотой и снижение ее концентрации, затем растворение карбонатов и части глин в другой области и снижение концентрации соляной кислоты. Модельный пласт можно условно разделить на три области течения закачиваемого раствора: 1-я область соответствует течению раствора, содержащего фтористоводородную и соляную кислоты (происходит растворение полевых шпатов и глины); 2-я - течение кислотного раствора, содержащего соляную кислоту и соли, полученные в результате реакции растворения (происходит растворение карбонатов и части глин) и 3-я - течение раствора продуктов реакции по пласту с исходными фильтрационными параметрами.
Рассмотрен процесс равновесного растворения пористой среды, содержащей растворимые минералы, кислотным раствором (смесь соляной и фтористо-водородной кислот). В модели пренебрегается диффузионным переносом компонентов по сравнению с конвективным, гравитационным перепадом давления на забое скважины по сравнению с гидродинамическим.
Система уравнений, описывающая процесс фильтрации глинокислотного раствора и продуктов реакции, полученных в результате растворения, состоит из уравнений неразрывности для каждого компонента раствора и уравнения движения: JUI,ZI,K,Z2 - скорости реакций растворения полевых шпатов, глины фтористоводородной кислотой и карбонатов и части глин соляной кислотой, Хш,г,к,Раст.г объемное содержание полевых шпатов, глины, карбонатов и растворимой в соляной кислоте части глин (at = ctpR / pj, rc - радиус скважины, Q — расход жидкости, h - толщина пласта.
Предполагается, что в состав полевых шпатов входят К-полевой шпат и Na-полевой шпат. Под глинами подразумевается каолинит, сместит, иллит, монтмориллонит, бентонит. Карбонаты представлены кальцитом и магнезито-доломитом. Стехиометрические коэффициенты принимались как среднее в каждой группе минералов.
Начальные и граничные условия для различных областей течения следующие: в начальный момент времени в пласте находится вода, концентрация минералов в породе и пористость равны исходным значениям; на нулевой границе концентарции кислот в растворе равны исходным, в пласте содержится кварц и карбонаты, пористость равна т, = 1 - a R - а к, на первой границе в растворе присутствуют соли, полученные в результате реакции и измененное количество соляной кислоты, в пласте - кварц, полевые шпаты и часть глин, Ш2 = 1 - a R - а ш — (а г - а раств, J, на второй границе в растворе присутствуют соли, полученные в результате реакций растворения, в пласте - все исходные минералы, пористость равна исходному значению.
Похожие диссертации на Геолого-технологическое обоснование и прогнозирование применения глинокислотных обработок призабойной зоны пласта
