Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Геологофизические условия и особенности эксплуатации нефтегазовых залежей с недонасыщенными нефтью коллекторами 17
1.1. Особенности геологического строения месторождений 17
1.2. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и асфальтосмолопарафиновых компонент нефти 25
1.2.1. Физико-химические свойства нефтей 25
1.2.2. Физико-химические свойства асфальтосмолопарафиновых отложений и условия их образования 8
1.2.3. Характеристика пластовых вод
1.3. Характеристика запасов нефти и их выработка 40
1.4. Условия и проблемы разработки нефтяных месторождений 42
1.5. Особенности выхода системы пласт-скважина на режим 50
1.6. Выводы 56
ГЛАВА 2. Особенности выработки запасов нефти из недонасыщенных нефтью коллекторов 57
2.1. Общие положения 57
2.2. Математическая модель фильтрации пластовых флюидов в условиях физико-химического воздействия на недонасыщенные нефтью коллектора J9
2.3. Особенности вытеснения из недонасыщенных нефтью коллекторов 64
2.4. Моделирование физико-химического воздействия на недонасыщенные нефтью пласты 73
2.4.1. Изменение фазовых проницаемостей пластовых флюидов 73
2.4.2. Изменение фильтрационного сопротивления движению жидкости в обводненных зонах пласта 83
2.4.3. Определение оптимальных параметров технологии МУН 91
2.4.4. Проблемы вторичного нефтенасыщения в технологиях МУН на недонасыщенных нефтью коллекторах 95
2.5. Выводы з
Глава 3. Физико-химические исследования природы материала загрязняющего призабойную зону пласта и забой скважины 98
3.1. Анализ проб жидкости, отобранных по стволу работающей скважины 100
3.2. Анализ проб жидкости, отобранных при промывке скважин 101
3.3. Исследование растворимости забойных отложений в кислотных составах... 104
3.4. Исследование продуктов реакции после кислотного воздействия на пласт... 107
3.5. Результаты исследований характера отложений на рабочих деталях
погружных насосов 108
3.6. Выводы 121
ГЛАВА 4. Разработка рецептуры технологических жидкостей для работы в скважине и при воздействии на призабойную зону пласта 122
4.1. Разработка рецептуры технологических жидкостей для промывки ствола и забоя скважин 123
4.1.1 Исследования по подбору жидкостей с повышенными пескоудерживающими свойствами 123
4.1.2. Исследования с целью оптимизации концентрации технологических жидкостей 134
4.2. Исследования по разработке рецептуры жидкостей глушения скважин 137
4.2.1. Результаты испытания гидрофобно-эмульсионных растворов при глушении скважин 138
4.2.2. Исследование свойств фильтрата технического пентаэритрита с целью его применения в качестве жидкости глушения скважин 140
4.3. Исследование композиций растворителей и поверхностно-активных веществ с целью применения при осложнениях в скважине 146
4.3.1. Физико-химические свойства широкой фракции углеводородов 146
4.3.2. Изучение растворяющих способностей широкой фракции углеводородов, подбор композиций и добавок улучшающих ее растворяющие способности 149
4.4. Выводы 161
ГЛАВА 5. Исследования по разработке и совершенствованию технологий интенсификации нефтедобычи 162
5.1. Некоторые вопросы проектирования процессов кислотного воздействия на призабойную зону высокотемпературного пласта 162
5.1.1. Влияние отложений соединений железа в призабойной зоне пласта на эффективность кислотных обработок 162
5.1.2. Промысловые исследования по оценке солянокислотной коррозии подземного оборудования 164
5.1.3. Лабораторные исследования по подбору ингибиторов соляно-кислотной коррозии 167
5.1.4. Исследования по определению коррозионной агрессивности пластовых вод на подземное оборудование 172
5.2. Разработка многоцелевых буферных жидкостей для использования при работах в скважине 173
5.2.1 Физико-химические исследования в системах, содержащих нефть, широкую фракцию углеводородов, изопропиловый спирт и воду 173
5.2.2. Разработка многоцелевых буферных жидкостей для использования при воздействии на пласт 180
5.2.3. Изучение фильтрационных характеристик буферной жидкости и влияние ее состава на проницаемость пористых сред 184
5.2.4. Исследование композиций с целью дегидратации глин 190
5.3. Выводы 195
глава 6. Совершенствование технологии обработки призабойной зоны недонасыщенных нефтью высокотемпературных полимиктовых коллекторов 197
6.1. Исследования по подбору рецептур кислотных растворов для обработки призабойной зоны высокотемпературных пластов 197
6.2. Разработка комплексной технологии кислотных обработок высокотемпературных полимиктовых коллекторов 210
6.2.1. Комплексная технология кислотных обработок высокотемпературных полимиктовых коллекторов 1и
6.2.2. Промысловые испытания технологий по интенсификации эксплуатации скважин Z1Z
6.2.3. Экономическая эффективность опытно-промысловых работ с комплексной технологией обработки призабойной зоны пласта на
Суторминском месторождении 224
6.3. Разработка спиртосодержащих составов для воздействия на призабойную зону пласта 228
6.4. Результаты моделирования обработки призабойной зоны спиртокислотными составами 235
6.5. Выводы 241
ГЛАВА 7. Технологии интенсификации эксплуатации залежей с недонасыщенными нефтью коллекторами 242
7.1. Технологии обработки призабойной зоны терригенных коллекторов спиртосодержащими кислотными составами 242
7.1.1. Глинокислотная обработка с предварительной очисткой призабойной зоны от асфальтосмолопарафиновых отложений и последующей ее дегидратацией 244
7.1.2. Технология обработки призабойной зоны пласта скважин комплексными спиртокислотными растворами -.-. 247
7.1.3. Результаты испытания технологий обработки призабойной зоны
добывающих скважин с использованием спиртосодержащих составов 248
7.2. Технология кислотной обработки призабойной зоны высокотемпературных пластов с использованием комплексного реагента СНПХ-ПКД-515Н 250
7.2.1. Характеристика реагента 250
7.2.2. Результаты лабораторных исследований 251
7.2.3. Технология кислотных обработок высокотемпературных пластов 254
7.3. Разработка технологий и опытно-промысловые работы по ликвидации осложнений в добывающих скважинах 255
7.3.1 Применение растворителей в промысловых условиях 255
7.3.2. Промыслово-экспериментальные работы с широкой фракцией углеводородов 259
7.3.3. Технология обработки скважин композициями широкой фракции углеводородов 264
7.3.3.1. Краткие сведения о технологическом процессе 264
7.3.3.2. Внедрение СТП на производстве 265
7.4. Разработка технологий регулирования и ограничения водопритоков 265
7.4.1. Технология ограничения водопритоков на основе аминированного хлористого натрия 266
7.4.2. Технология на основе кремнефтористого аммония и натриевого жидкого стекла 272
7.5. Определение совместимости и эффективности реагентов 275
7.6. Выводы 279
Заключение 280
Библиографический список
- Физико-химические свойства пластовых жидкостей и асфальтосмолопарафиновых компонент нефти
- Особенности вытеснения из недонасыщенных нефтью коллекторов
- Анализ проб жидкости, отобранных при промывке скважин
- Исследования по подбору жидкостей с повышенными пескоудерживающими свойствами
Введение к работе
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.
Физико-химические свойства пластовых жидкостей и асфальтосмолопарафиновых компонент нефти
Для большинства нефтегазовых 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. Отдельные глинистые прослойки сочленяются между собой или с подстилающими и / или перекрывающими глинистыми покрышками, приводя к выклиниванию проницаемых тел. Все это предопределило непостоянство уровня водонефтяного контакта (ВНК) по площади залежей, который может колебаться в пределах 10-25 м даже на расстоянии 2-3 км, а иногда и в рядом расположенных скважинах.
Особенности строения залежей месторождений региона позволяют по сложности освоения и степени нефтеизвлечения выделить следующие зоны: - чисто нефтяная зона с относительно высокой однородностью коллекторов по степени нефтенасыщения; - водонефтяная зона (ВНЗ) в краевых частях залежей, не подвергшихся процессам переформирования или находящихся на поздней ее стадии; зона с высокой неоднородностью коллекторов в разрезе пласта по нефтенасыщенно сти.
Чисто нефтяные зоны в залежах нефти обычно приурочены к участкам пласта наиболее однородного строения, повьппенной эффективной толщины и проницаемости коллекторов. Эти зоны обычно находятся в центральной, наиболее поднятой, части залежей. Чисто нефтяные зоны охватывают 35-60 % площади залежей, а в среднем по всем разрабатываемым месторождениям около 45 % [27]. При этом на них приходится около 55 % балансовых и 65 % извлекаемых запасов нефти.
ВНЗ обычно приурочены к восточному и юго-восточному крыльям поднятий. Эти зоны также связаны с относительно однородными по строению участками пласта и располагаются в виде узкой полосы. ВНЗ залежей данного строения охватывают незначительную площадь, которая редко превышает 30 % площади залежи. В среднем по месторождениям к этой зоне приурочено менее 20 % площади залежей, охватывающих около 15 % всех балансовых и 10 % извлекаемых запасов нефти.
Отличительной особенностью залежей изучаемого района является более низкое на 5-15 % нефтенасыщение порового пространства пород - коллекторов относительно синхронных с близкими фильтрационными свойствами продуктивных пластов месторождений центральной и южной части Сургутского свода [99].
Коллекторы залежей имеют пониженную начальную нефтенасыщенность, которая составляет 50-80 %, в редких случаях - 90 % их возможного предельного нефтенасыщения, наблюдаемого для основных залежей Широтного Приобья с близкими коллекторскими свойствами пород. Даже в чисто-нефтяных зонах пластов нефтенасыщенность коллекторов составляет только 79-90 % их возможного предельного нефтенасыщения. При этом большая часть коллекторов, имеющих начальную нефтенасыщенность менее 80 % предельного нефтенасыщения, содержит подвижную воду.
На фоне общей пониженной нефтенасыщенности коллекторов наблюдается высокая неоднородность содержания нефти в разрезе пласта по проницаемым слоям. Прослои, с низким содержанием нефти, имеющие зачастую подвижную воду, выделяются не только в подошвенной, но и в центральной и даже в кровельной частях разреза пласта. Наличие недонасыщенных нефтью прослоев и интервалов в разрезе пласта слабо связаны со структурой поднятия и чаще имеют в плане заливообразный вид. В отдельных залежах пропластки с подвижной водой выделены не только на крыльях поднятия, но и в купольной части залежей, где они часто имеют линзообразное прерывистое строение.
Такое неоднородное распределение нефтенасыщенности по разрезу и площади связано, согласно [161], с новейшими тектоническими движениями, которые привели к переформированию ранее образовавшихся скоплений нефти, а также литологическими особенностями коллекторов. Высокая послойная неоднородность продуктивных пластов по проницаемости, сложность их геологического строения и незаконченность процесса переформирования залежей обуславливают отсутствие значимой связи наличия прослоев с подвижной водой и степени нефтенасыщения коллекторов со структурным планом поднятия на большинстве залежей нефтегазового района. Продуктивные пласты характеризуются высокой проницаемостной неоднородностью коллекторов как по разрезу, так и по простиранию.
Зоны с высокой неоднородностью разреза по нефтенасыщенности обычно приурочены к участкам пласта с частым переслаиванием разнопроницаемых, невыдержанных по простиранию слоев. Однако, встречаются обширные участки неоднородного нефтенасыщения, приуроченные к однородному по строению пласта с повышенной проницаемостью коллекторов, что является отличительной чертой залежей нефти Ноябрьского района от других месторождений Широтного Приобья.
Такое общее пониженное и неоднородное нефтенасыщение обусловлено поздним их формированием, малой высотой залежей и осложняющим действием новейших тектонических движений. Перестройка структурного плана поднятий в результате новейших тектонических движений привела к переформированию ранее образовавшихся скоплений нефти. Для большинства залежей наблюдается прямая связь уровня ВНК от уровня дневной поверхности. Процесс переформирования залежей, происходящий и в настоящее время, осложняется неоднородным строением пластов по разрезу и площади. Все это предопределило непостоянство уровней ВНК по площади и наличие недонасыщенных нефтью прослоев (содержащих подвижную воду) на всей площади большинства залежей.
Песчано-алевритовые породы продуктивных пластов по литологическому составу заметно отличаются от одновозрастных осадочных отложений месторождений центральной и южной частей Сургутского свода. Осадки одновозрастных продуктивных пластов месторождений центральной и южной частей Сургутского свода характеризуются несколько ухудшенной отсортированностью обломков. В них в значительно большем количестве присутствуют глинистые минералы цемента гидрослюдистого и смешанослойного состава.
Общая пористость коллекторов колеблется в широких пределах (11,7-26,2 %) и определяется литологическим составом пород. Практически на всех площадях по мере удаления от баровых тел наблюдается уменьшение емкостных свойств коллекторов, обычно к периферии залежи, где грубозернистые осадки замещаются алевролитами и глинистыми мелкозернистыми песчаниками.
Проницаемость пород-коллекторов продуктивных пластов также изменяется в очень широких пределах -от 0,1 до 815 10"3 мкм2.
Фильтрационные свойства коллекторов так же, как и пористость, определяются в основном литологическим составом пород. Наблюдается прямая связь фильтрационных свойств пород и величины их пористости. Наиболее высокими фильтрационными свойствами обладают породы баровых образований и отмелей, наихудшими - остаточные образования первого этапа формирования.
Характерной особенностью песчано-алевритовых пород продуктивных пластов является зависимость проницаемости от минерального состава глинистого цемента коллектора. Наименьшей проницаемостью характеризуются песчано-алевритовые породы, в которых преобладают глинистый цемент хлоритового, гидрослюдистого и смешанослойного состава.
Породы продуктивных пластов группы БСб-БСіг нефтеносного района незначительно различаются по вещественному составу, минерализации пластовых вод, глубине залегания и Др.
Особенности вытеснения из недонасыщенных нефтью коллекторов
Одним из параметров, необходимым для достоверного определения нефтенасыщенности коллекторов по данным геофизических исследований скважин, является минерализация пластовой воды или ее электрическое сопротивление при температуре, соответствующей температуре изучаемого пласта на данной глубине. Исследования проводились Н.Н. Михайловым, А.В. Джемесюк, Т.Н. Кольчицкой и др [70].
Минерализация пластовой воды изменяется в пределах 18,2-18,6 г/л. Среднее значение - 18,4 г/л. Для уменьшения вероятности возможных ошибок определение минерализации пластовой воды проводили на длительно разрабатываемых залежах, пробы отбирали из скважин, давших воду или нефть с водой в начальный период эксплуатации. При этом использовали только пробы из скважин, по которым до взятия проб отобрано не более 2 тыс. т жидкости и в соседние с которыми не нагнеталась вода. Это позволило исключить влияние пресного бурового раствора, а также возможного прорыва слабоминерализованной нагнетаемой воды. Одним из важнейших условий является использование проб воды только из скважин, где ее содержание в продукции превышало 20 %. Это исключало засолонение воды за счет ее испарения в стволе скважины при разгазировании нефти.
Таким образом, было проанализировано более 1500 проб пластовой воды, охарактеризовавших залежи пластов БСб-и Муравленковского, Суторминского, Карамовского, Холмогорского, Крайнего и Вынгапуровского месторождений. По каждой залежи анализировались не менее 100 проб пластовой воды.
Разработка залежей нефти начата в 1976 г. Из-за различия сроков ввода в эксплуатацию залежи находятся на разных стадиях разработки. По отдельным залежам отобрано более 80 % извлекаемых запасов. В настоящее время по результатам эксплуатации длительно разрабатываемых залежей появилась возможность достоверной оценки добывных возможностей различных по строению зон.
На основании анализа результатов эксплуатации выявлено, что показатели разработки чисто нефтяных зон соответствуют или близки к проектным, но отличаются от показателей разработки основных залежей нефти Сургутского и Юганского районов. Различия в разработке заключаются в сокращении периода и объема отбора нефти за безводный этап эксплуатации скважин, более низком объеме добычи нефти на скважину за весь период разработки и меньших удельных дебитах скважин по нефти при близких фильтрационных свойствах пластов. Различия в этих показателях вызваны более низкими величинами начальной нефтенасыщенности коллекторов продуктивных пластов, обусловившими уменьшение коэффициентов вытеснения и охвата, а также понижение фазовой проницаемости коллекторов по нефти. Ожидаемая конечная нефтеотдача пластов в чисто нефтяных зонах 30-50 %.
Результаты эксплуатации скважин в ВНЗ, не подвергнувшихся процессам переформирования или находящихся на ее поздней стадии, также выявили, что показатели их разработки отличаются от показателей разработки синхронных продуктивных пластов Сургутского и Юганского нефтедобывающих районов. Основные отличия те же, что и для чисто нефтяных зон. Конечная нефтеотдача пластов в данных зонах оценивается в 5-20 % и определяется в основном близостью скважин к чисто нефтяной зоне, а также системой разработки.
Эксплуатация скважин в зонах с высокой неоднородностью коллекторов в разрезе пласта по нефтенасыщенности показала, что в подавляющем большинстве скважин с самого начала их эксплуатации наблюдается высокая обводненность продукции. Обводнение продукции до критической величины происходит 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 нефтью прослоям, а также с перераспределением нефти по разрезу пласта при нарушении существующего до закачки воды равновесия в пластовой системе.
Нарушение равновесного состояния пластовой системы приводит при закачке воды в пласт к донасыщению нефтью недонасыщенных ею прослоев и линз. При этом в относительно высоко проницаемом и нефтенасьпценном слое продвижение фронта нагнетаемой воды не компенсируется отбором нефти в добывающих скважинах, которая идет на замещение подвижной пластовой воды в недонасыщенных интервалах пласта. Вытесненная пластовая вода из недонасыщенных интервалов поступает в относительно высокопроницаемый слой, образуя вал пластовой воды, которая и поступает в добывающие скважины.
Конечная нефтеотдача пласта в зонах пониженного и неоднородного нефтенасыщения при системах разработки сформированных в начале 90-х годов оценивается в пределах 1-7 % [23].
Таким образом, неоднородное геологическое строение продуктивных пластов, пониженное и неоднородное их нефтенасыщение значительно осложняет разработку залежей традиционным методом - заводнением, резко снижая при этом конечную нефтеотдачу пластов и динамику добычи нефти.
Исходя из опыта разработки месторождений, извлекаемые запасы, находящиеся на балансе ВГФ, можно разделить на три категории: активные, слабоактивные и пассивные.
К категории активных относятся запасы всех высокопродуктивных и среднепродуктивных залежей, темп отбора которых при полном освоении залежей, как правило, более 3 %.
К категории слабоактивных запасов относятся: - трудноизвлекаемые, находящиеся в низкопродуктивных, слабонефтенасыщенных, нефтеконденсатных или низкопроницаемых (проницаемость менее 0,03 мкм ) коллекторах или продуктивных пластах толщиной менее 2 м; при их освоении максимальный темп отбора не превышает 3 % (пласт БС8 Крайнего месторождения); - высокообводненные, более 60 %, и выработанные, более 60 % от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), темп выработки которых снизился и составляет не более 3 % (пласт БСп Пограничного месторождения); - запасы разбуриваемых или вновь вступивших в разработку месторождений с темпами выработки не более 3 % (Спорышевское, Средне-Итурское).
К категории пассивных (неактивных) запасов относятся: запасы пластов, которые из-за низкой продуктивности, сложности строения или освоения (трудноизвлекаемые запасы) в настоящее время не разрабатываются, а также запасы вступивших в разработку месторождений, которые в настоящее время законсервированы. При их вводе в разработку эти запасы должны быть переведены в высшую категорию (запасы пласта БСі Суторминского месторождения).
Из начальных извлекаемых запасов нефти, числящихся на балансе ВГФ на 1.01.2000 г, активные составляли 23 %, слабоактивные - 70 % и пассивные - 7 %.
За 1999 г. добыто нефти 16323 тыс. т, за весь период эксплуатации на 1.01.2000 г. — 433631 тыс. т, отобрано 47,2 % от начальных извлекаемых запасов. Остаточные извлекаемые запасы составляют: активные 16 %, слабоактивные 72 %, пассивные 12 %. Таким образом, к началу 2000 г., основная доля запасов приходилось на слабоактивные и пассивные.
Анализ проб жидкости, отобранных при промывке скважин
Анализ опыта применения методов воздействия на ПЗП в регионе показал, что имеется возможность повышения эффективности методов ОПЗ, как за счет выбора соответствующего метода воздействия с учетом геолого-физических условий конкретных объектов, так и за счет совершенствования технологических приемов применительно к этим условиям [11, 14, 80,83, 117].
На снижение эффективности геолого-технических мероприятий при эксплуатации пластов с трудноизвлекаемыми запасами, а также залежей находящихся в поздней стадии разработки указано и в работе [176]. В этой же работе убедительно доказывается актуальность поиска даже "малых резервов" в нефтепромысловой практике, направленной на повышение текущего коэффициента нефтеотдачи.
Производительность скважины зависит от коллекторских свойств объекта, его нефтенасыщенности, положения на структуре, а также от состояния ПЗП, которая зачастую уже в самый начальный период бывает заблокированной загрязняющим материалом.
Снижение проницаемости призабойной зоны, а также осложнения при эксплуатации скважинного оборудования могут происходить из-за асфальтосмолистых и солевых отложений [71].
Одной из основных причин неудовлетворительного состояния вскрытия продуктивных объектов является применение в качестве промывочной жидкости растворов на водной основе. При вскрытии объекта вода проникает в призабойную зону, оттесняя из нее нефть в удаленную зону пласта, что приводит к созданию зон пониженной проницаемости на значительном расстоянии от ствола скважин.
Экспериментально установлено, что при значениях проницаемости коллектора ниже 0,1 мкм проникновение глинистых частиц из раствора в поровое пространство терригенных коллекторов исключено. Однако, с увеличением проницаемости до 0,45 мкм отмечающееся проникновение частиц снижает фильтрационные характеристики ПЗП. При дальнейшем увеличении проницаемости (свыше 0,8 мкм ) влияние проникновения глинистых частиц в продуктивный объект практически не влияет на его фильтрационные характеристики.
Несколько иная закономерность отмечается при проникновении в пористую среду фильтрата промывочной жидкости. Так, наибольшая глубина его проникновения наблюдается в низкопроницаемых коллекторах (до 0,1 мкм2), а увеличение проницаемости до 0,6 мкм2 приводит к снижению радиуса загрязнения, а далее он опять увеличивается.
Проникновение фильтрата зачастую приводит к набуханию глинистого цемента коллектора, осложнениям при освоении скважин и снижению в последующем их производительности [36, 172].
Глубина проникновения фильтрата и промывочной жидкости в пласт, а также их объем, при прочих равных условиях, в значительной степени определяются перепадами давлений в процессе его вскрытия. Динамическая репрессия столба глинистого раствора на пласт во время спускоподьемных операций является одной из основных причин ухудшения проницаемости ПЗП. Возникновение репрессии на пласт при высоких скоростях спуска бурильного инструмента в ряде случаев превышает давление раскрытия трещин, что, в свою очередь способствует интенсивному поглощению глинистого раствора. С возрастанием глубины скважины растет число спусков инструмента, тем самым возрастают сила и количество гидравлических ударов, то есть величина и частота динамической репрессии на пласт.
При подъеме труб наоборот создаются депрессии на пласт, которые приводят к смыканию трещин, а иногда и вымыванию из ПЗП поглощенного глинистого раствора.
Следует отметить, что указанные значительные знакопеременные нагрузки способствуют проникновению фильтрата в пласт и образованию в нем стойких водонефтяных эмульсий [13].
Вызов притока обычно сопровождается самоочисткой призабойной зоны от проникшего в нее материала, однако продолжительность процессов находится в прямой зависимости от коллекторских свойств пласта и соблюдения технологической дисциплины в процессе его вскрытия. Для изучения поведения взвешенных частиц в процессе фильтрации к забою автором совместно Валиуллиным А.В. была изготовлена прозрачная модель пористой среды из кварцевых песчинок размерами 0,3-0,4 мм, помещенных между двумя параллельными стеклянными пластинками [15]. Введенные в фильтрующуюся воду взвешенные частицы имели размеры менее 0,1 мм, а концентрация их изменялась от 0,016-0,020 кг/м до 0,15-0,20 кг/м3. Фильтрация воды с взвешенными частицами приводит к тому, что сначала небольшое количество движущихся частичек застревает в порах меньших размеров и местах соприкосновения песчинок. В дальнейшем частички прилипают друг к другу, коагулируют в хлопьевидные осадки и занимают поры модели. Вследствие изменения направления фильтрации флюида (имитации притока к стволу скважины) хлопьевидные осадки отрываются и движутся в обратную сторону. При этом коагулированные осадки частично размельчаются, то есть распадаются на 6-15 частей и более и, проходя расстояние, примерно равное длине 2-3 песчинок, повторно застревают в каналах фильтрации. Для вторичного отрыва застрявших осадков необходимо увеличить скорость движения флюидов (депрессию).
В промысловых условиях изучение выхода "системы" на режим проводились на Вынгапуровском, Суторминском, Карамовском и Новогоднем месторождениях. Контроль осуществляли по изменению динамического уровня - основного параметра, характеризующего одновременную работу пласта и насосного оборудования. Установлены многочисленные случаи вторичной откачки жидкости глушения, связанной с повторным закупориванием пор и каналов фильтрации при выносе закупоривающих частиц. На рисунках 1.7 и 1.8 приведены данные вывода на режим скважин Вынгапуровского, Карамовского и Новогоднего месторождений. Как правило, до появления интенсивного притока нефти приходится многократно откачивать жидкость глушения из затрубного пространства. Так, в скважине 1053 до начала интенсивного притока нефти жидкость из затрубного пространства была откачана семь раз до глубины 1200 - 1300 м и только при восьмой откачке получен интенсивный приток (рис. 1.7). Через пять часов работы УЭЦН-40 -1750 (точка 0 на кривой 2) насос вторично начал откачивать жидкость из затрубного пространства, и при достижении динамического уровня 1350 м установка была отключена. После этого при повторном запуске выявлено отсутствие подачи. При подъеме установки оказалось, что насос забит механическими примесями. Первая НКТ выше обратного клапана более чем на 70 % длины также была забита грязью. На скважине 1116 после смены УЭЦН -40 - 1400 трижды была откачана жидкость, при четвертой откачке получен интенсивный приток добываемой продукции с последующим резким его снижением (кривая 2 нарис. 1.8).
Исследования по подбору жидкостей с повышенными пескоудерживающими свойствами
Для выявления оптимальных условий применения СВИ были рассмотрены зависимости конечных КИН (при 95 % обводненности продукции скважины) от объемов закачиваемого активного агента при различных значениях «стартовых обводненностях». На рисунке 2.25 приведены данные зависимости.
Как показывают приведенные на рисунки зависимости, изменение КИН от величины стартовой обводненности незначительно. Более существенна зависимость от объемов закаченного активного агента. При этом наблюдается тенденция увеличения КИН со снижением величины «стартовой обводненности», что противоречит результатам работы [191].В работе [191] делается вывод, что конечный КИН тем выше, чем выше выработка высокопроницаемого слоя, т.е. выше стартовая обводненность. Приведенные выше результаты позволяют утверждать обратное - КИН выше в случае, когда стартовая обводненность ниже. Однако, данное противоречие легко объясняется. Действительно, в работе [191] моделирование СВИ представляло мгновенное снижение проницаемости высокопроницаемого слоя в заданных объемах коллектора. Поэтому в отсекаемые объемы коллектора попадали запасы подвижной нефти, еще не извлеченной из высокопроницаемого слоя. В настоящей работе СВИ представлено как подвижный высоковязкий экран, существование которого обусловлено предельными значениями водонасыщенности и концентрации активного агента. При этом, чем ниже водонасыщенность высокопроницаемого слоя, тем выше концентрация активного агента и тем дольше сохраняется устойчивость высоковязкого экрана в высокопроницаемом слое. Таким образом, механизм СВИ, рассматриваемый здесь отличается от модели работы [191]. объем закачиваемого активного агента в долях объемов пор, д.ед.
На рисунке 2.26 а для сопоставления представлены динамики показателей разработки модельного пласта при разных условиях применения технологии СВИ. Так, видно, что СВИ при стартовой обводненности 0.5 д.ед. привело как к значительному снижению дебитов нефти, так и снижению дебитов воды. Однако в дальнейшем дебиты нефти характеризуются более медленным по сравнению с базовым вариантом темпом падения. Кроме того, применение технологии при более низких значениях «стартовой» обводненности характеризуется минимальными значениями накопленных отборов воды, что также является важным показателем.
Результаты, приведенные на рисунке 2.26 б, показывают, что применение СВИ при более низких стартовых обводненностях позволяет добыть после применения технологии более 40 % всех извлекаемых запасов модели при текущей обводненности менее 50 %. В сравнении с этим, применение СВИ при больших значениях стартовой обводненности, не U X
Динамика показателей разработки (а) и зависимость текущего КИН от обводненности (б) модельного пласта для базового и вариантов с применением СВИ (0.05 общего объема пор модели, стартовая обводненность - 0.5 и 0.9 д.ед.). позволяет значительно снизить обводненность. Отбор от начальных извлекаемых запасов после применения технологии при обводненности менее 90 % составит лишь 17 %.
Сравнение характеристик вытеснения для указанных выше вариантов применения технологии приведено на рисунке 2.27.
Согласно полученным результатам максимальный эффект (КИН) достигается при закачке наибольших объемов активного агента. При этом коэффициент нефтеотдачи тем выше, чем меньше выработка высокопроницаемого пласта. Существенным при этом становится снижение отборов попутно-добываемой воды, что также влияет на выбор условий применения технологии. С другой стороны, условием, налагающим ограничение на объемы закачки активного агента, является экономический критерий, определяемый стоимостью реагентов и сопутствующих работ.
Согласно выше представленным теоретическим исследованиям оптимальных условий применения технологий МУН на неоднородных по проницаемости недонасыщенных нефтью коллекторах максимальный эффект (КИН) достигается в условиях воздействия наибольших объемов активного агента. Однако, с другой стороны, условием, налагающим ограничение на объемы закачки составов с активным агентом, являются экономические критерии, определяемые стоимостью реагентов и сопутствующих работ.
Ниже приводится порядок определения оптимальных (с точки зрения экономических показателей) объемов активного агента при воздействии на неоднородный по проницаемости пласт.
Рассмотрим послойно неоднородный пласт, состоящий из высокопроницаемых и низкопропицаемых 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 ГТМ, так и экономическими показателями, характеризующими рентабельность данного мероприятия.
Объем дополнительно добытой нефти есть функция от объема закачиваемого агента (см. приведенные выше разделы). 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 ( ANPV - 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 2.28.
Похожие диссертации на Геотехнологические основы повышения эффективности добычи нефти из недонасыщенных нефтью высокотемпературных полимиктовых пластов
