Содержание к диссертации
Введение
Глава 1, Методы интенсификации добычи нефти с применением композиций химреагентов и их относительная эффективность в различных геолого-физических условиях 10
1.1. Причины изменения фильтрационных свойств пласта в пределах призабойной зоны скважин. Факторы, приводящие к снижению продуктивности скважин 10
1.2. Неоднородность пород-коллекторов и ее влияние на показатели разработки. 15
1.2.1. Влияние глинистых минералов на коллекторские свойства терригенных продуктивных пород. 18
1.2.2. Связь структурно-текстурных свойств пород-коллекторов с эффективностью методов воздействия на призабойную зону пласта скважины. 34
1.2.3. Влияние неоднородности объектов на эффективность применения технологий. Особенности направленности воздействия в зависимости от видов и степени неоднородности 37
1.3. Геолого-физические и технологические условия применения методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пласта 42
1.3.1. Основные направления воздействия методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пласта 42
1.3.2. Основные классы химических реагентов применяемые при осуществлении воздействия на призабойную зону пласта скважин. 49
1.3.3. Основные виды воздействия на неоднородные объекты посредством обработки призабойной зоны пласта скважин оксидантами. 54
1.4. Применение системной технологии воздействия к неоднородным коллекторам 59
Выводы к первой главе 65
Глава 2. Исследования по оценке эффективности применения композиций химических реагентов 69
2.1. Химические реагенты обладающие сильными окислительными свойствами. Основные направленности воздействия . 69
2.2. Выбор композиций химических реагентов для применения в технологии интенсификации добычи нефти с учетом минералогического состава пород-коллекторов. 81
2.3. Оценка эффективности воздействия композициями химических реагентов на естественные образцы терригенных горных пород. 88
2.3.1. Описание лабораторной установки для проведения фильтрационного эксперимента. 88
2.3.2. Моделирование условий фильтрации в призабойной зоне пласта и определение условий проведения эксперимента 93
2.3.3. Подготовка лабораторных образцов горной породы к исследованиям 102
2.3 А. Методика проведения лабораторного фильтрационного эксперимента 104
2.3.5. Результаты проведения лабораторного фильтрационного эксперимента на естественных образцах терригенных горных пород 108
2.3.6. Петрографические исследования шлифов образцов пород 110
2.3.7. Оценка эффективности воздействия на призабоиную зону пласта с позиций гидродинамики 116
Выводы ко второй главе 120
Глава 3 Технология промысловых работ при разглинизации горных пород призабойной зоны пласта 124
3.1. Выбор скважин для проведения технологии интенсификации добычи нефти по геофизическим и промысловым данным 124
3.1.1. Критерии выбора скважин 124
3.1.2. Выбор скважин для проведения промыслового эксперимента 125
3.2. Основные технологические операции 128
3.3. Рекомендации по применению системного воздействия технологией 133
Выводы к третьей главе 135
Глава 4. Контроль эффективности за проведением промысловых испытаний технологии интенсификации добычи нефти на терригенных объектах 137
4.1. Особенности геологического строения объектов исследования 137
4.1.1. Особенности геологического строения терригенной толщи нижнего карбона Вятской площади Арланского месторождения 13 9
4.1.2. Минералогический состав глинистых пород тульских отложений Вятской площади 144
4.1.3. Особенности геологического строения терригенной толщи нижнего карбона Северо-Никольского месторождения 148
4.2. Результаты испытания технологии интенсификации добычи нефти на добывающих скважинах эксплуатирующих терригенные объекты 151
4.3. Контроль эффективности с применением промыслово-статистических методов 156 4.3.1. Методика оценки технологической эффективности от применения системной технологии воздействия на призабойную зону пласта 158
4.4. Оценка эффективности системного воздействия методом разглинизации с применением постоянно действующих моделей (ПДМ). 161
4.5. Контроль за выработкой нефтенасыщенных пластов в специальных скважинах Арланского месторождения 164
Выводы к четвертой главе 167
Основные выводы и рекомендации 169
Список использованной литературы 171
Приложения
- Причины изменения фильтрационных свойств пласта в пределах призабойной зоны скважин. Факторы, приводящие к снижению продуктивности скважин
- Химические реагенты обладающие сильными окислительными свойствами. Основные направленности воздействия
- Выбор скважин для проведения технологии интенсификации добычи нефти по геофизическим и промысловым данным
- Особенности геологического строения объектов исследования
Введение к работе
Основная задача, стоящая перед субъектами нефтедобывающего комплекса России заключается в достижении максимально допустимого коэффициента извлечения нефти, при условии рентабельности разработки, по разрабатываемым месторождениям нефти и газа.
Полнота извлечения углеводородов из разрабатываемых объектов имеет непосредственную связь с фильтрационно-емкостными характеристиками, и особенно со степенью неоднородности разрабатываемого объекта.
На современном этапе развития нефтяной отрасли промышленности России, имеющиеся в наличии разведанные и введенные в эксплуатацию объекты разработки характеризуется постоянным ухудшением структуры запасов нефти. Это связано с истощением запасов существующих объектов разработки представленных однородными коллекторами и содержащих нефти малой вязкости. Доля коллекторов характеризующихся неоднородным строением, как по разрезу, так и по простиранию, а также объектов с высоковязкими нефтями, в общей структуре запасов имеет стабильную тенденцию к увеличению.
Большинство крупных объектов разработки, характеризующихся высокой продуктивностью, находится на завершающей стадии. Запасы таких месторождений практически выработаны, а продуктивные пласты обводнены.
В связи с этим в разработку вводятся объекты с ухудшенными коллекторскими свойствами, как правило неоднородные, в том числе средние и мелкие месторождения с трудно извлекаемыми запасами характеризующиеся низкопродуктивньши неоднородными заглинизированными коллекторами.
Основная часть трудно извлекаемых запасов сосредоточена в коллекторах обладающих низкой проницаемостью, и характеризующихся высокой микро- и макронеоднородностью, сложной структурой порового пространства, пониженными значениями фильтрационно-емкостных свойств, и постоянно ухудшающимися свойствами пластовых нефтей.
Приемлемость и эффективность методов воздействия на объект разработки, комплексный подход к их применению, является основой доразработки неоднородных залежей нефти с трудно извлекаемыми запасами, поскольку такие
объекты предельно чувствительны к малым изменениям геолого-технологических параметров.
Одним из основных и ключевых моментов при разработке неоднородного объекта является приемлемая для данных геолого-физических условий работа скважины. Однако, процесс строительства и эксплуатации скважины, а также физико-химические процессы, протекающие в области призабойной зоны пласта скважины оказывают негативное влияние на состояние и полноту гидродинамической связи слоисто-неоднородного пласта и скважины.
Существующие процессы и факторы, оказывающие влияющие на работу скважины, сложны и многогранны. Сложность изучения процессов протекающих в пласте и призабойной зоне пласта скважины крайне высока. Анализ негативных факторов и разработка новых эффективных методов воздействия на призабойную зону пласта с целью интенсификации добычи нефти на сегодняшний момент является крайне актуальным. Важность и актуальность изучения и разработки практических методов воздействия на неоднородные коллектора нефти и газа с целью увеличения продуктивности скважин и вовлечения в разработку слабодренируемых частей неоднородного пласта признается и особо отмечается широким кругом исследователей.
ЦЕЛЬ РАБОТЫ.
Диссертационная работа посвящена изучению процессов протекающих в призабойной зоне неоднородных заглинизированных пластов и разработке способов направленных на решение проблемы улучшения гидродинамической связи между скважиной и неоднородным пластом с целью интенсификации добычи нефти при воздействии на составляющие горной породы разглинизирующими реагентами. Технология основана на разрушительном действии на кольматант и разглинизирующем действии на составляющие горной породы ряда химических реагентов относимых к классу окислителей.
ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ.
1 Обоснование выбора объектов воздействия с учетом неоднородности продуктивных пластов, минералогического состава, структурно-текстурных свойств пород-коллекторов, физико-химических свойств пластовых флюидов
Разработка новых эффективных композиций химреагентов направленных на улучшение ФЕС ПЗП с учетом структурно-текстурных свойств и минералогического состава пород-коллекторов, состава привнесенных частиц и физико-химических свойств пластовых флюидов.
Изучение взаимодействия композиций оксидантов с глинами в свободном объеме, а также проведение на естественных образцах горной породы фильтрационных экспериментов по оптимизации композиций химических реагентов.
Разработка технологии интенсификации добычи нефти и проведение опытно-промышленных испытаний разработанной технологии на неоднородных заглинизированных объектах.
Изучение условий применимости при системном подходе к реализации разработанной технологии на неоднородных объектах.
Разработка математических моделей оценки показателей разработки и определения технологической эффективности применения разработанной технологии, в том числе при системном воздействии на призабойную зону пласта скважин.
МЕТОДЫ РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМЫ,
При обосновании выбора объектов исследования применялись аналитические и статистические методы исследования промыслового и геолого-физического материала.
При решении задачи поиска эффективных композиций химических реагентов применялись аналитические исследования литературных источников, в ходе работы были проведены обширные патентные исследования.
Лабораторные эксперименты по изучению взаимодействия разработанных композиций химических реагентов с образцами естественного кернового материала, а также глинами, выполнены с применением метода планирования экстремального эксперимента Бокса-Уилсона. с применением стандартных лабораторных методов и методов математического моделирования. Результаты фильтрационных экспериментов были проанализированы с применением петрофизических исследований шлифового материала,
Обоснование системного подхода выполнено с использованием методов математического моделирования гидродинамических процессов фильтрации с применением математического аппарата реализованного в постоянно действующих моделях Eclipse.
Модели оценки показателей разработки разрабатывались с привлечением промыслового материала с широким применением методов математического моделирования, методов теории вероятности и математической статистики. аналитическим и расчетным путем.
НАУЧНАЯ НОВИЗНА.
Впервые исследованы и установлены особенности взаимодействия с глинистыми минералами оксидантов при комплексном применении составов на основе оксидантов и соляной кислоты. Установлено, что в результате взаимодействия происходит более полная диспергация существующих глинистых агрегатов и утеря глинистыми минералами способности к набуханию.
Впервые исследованы и установлены особенности взаимодействия оксидантов с естественными образцами терригенных заглинизированных горных пород при комплексном применении составов на основе оксидантов. Установлено, образование новых четко определяемых открытых пор и каверн и расширение существующих, вследствие разрушения алевролитовой, углистой и карбонатной составляющих, приводящих к увеличению проницаемости образцов горной породы.
3 Впервые определены оптимальные концентрации композиций на основе
оксидантов для достижения максимального увеличения проницаемости
заглинизированных образцов.4 Впервые определены основные принципы воздействия на призабойную зону
пласта композициями оксидантов с целью интенсификации добычи нефти,
заключающиеся в последовательном воздействии на ПЗП композициями заданных
концентраций, с учетом подготовительных и заключительных операций.5 В результате моделирования впервые подтверждена эффективность
системного применения разработанной технологии и даны рекомендации для
проведение системного воздействия предложенными композициями реагентов на
призабойную зону пласта скважин неоднородных объектов.6 Впервые предложены математические модели для оценки текущих и конечных показателей разработки объектов и определения технологической эффективности применения разработанной технологии, в том числе при системном воздействии на призабойную зону пласта скважин.
ОБОСНОВАННОСТЬ НАУЧНЫХ ПОЛОЖЕНИЙ, ВЫВОДОВ,
РЕКОМЕНДАЦИЙ.
Решение поставленной научной проблемы базируется на детальном изучении геологических, геофизических и промысловых данных исследуемых объектов разработки, на широком изучении литературных источников, в том числе на изучении зарубежного опыта по рассматриваемой проблеме. При решении поставленных задач был рассмотрен современный уровень техники по рассматриваемой проблеме по данным патентных исследований.
Достоверность полученных положений и выводов определяется также использованием результатов многочисленных лабораторных экспериментов проводимых с применением лабораторных измерительных приборов. В лабораторных экспериментах использованы приборы и оборудование, отвечающие современным требованиям.
Обоснованность выводов по эффективности технологии основана на проведении анализа промыслового эксперимента проведенного на трех скважинах Вятской площади Арланского месторождения и двух скважинах СевероНикольского месторождения.
Полученные автором промысл ово-статистические методики основаны на использовании фактического промыслового материала по большому количеству объектов разработки расположенных на всей территории России и ближнего зарубежья.
Полученные выводы и рекомендации основаны на математических и статистических расчетах выполненных с использованием лицензионного программного обеспечения для ЭВМ SPSS 12.0, STATISTIC А 6.0, вычислительных пакетах Roxar, GeoQuest.
ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ РАБОТЫ.
В результате теоретических, лабораторных и промысловых исследований научно обоснована и разработана технология воздействия на призабойную зону пласта с применением оксидантов. Разработанная технология позволяет осуществлять на неоднородных заглинизированных объектах разработки интенсификацию притока жидкости в добывающие и приемистости нагнетательных скважин путем очистки каналов фильтрации от кольматантов и глинистых частиц породы.
Разработан технологический регламент на проведение интенсификации добычи нефти по технологии «реагентной разглинизации яизкопродуктивных коллекторов» (утвержден ОАО «Белкамнефть» 22 июня 2006 г.).
Проведены опытно-промышленные испытания технологии воздействия на Арланском и Северо-Никольском месторождениях. Получен технологический эффект в виде дополнительно добытой нефти.
Разработанные промыслово-статистические методики позволяют проводить оценку прогнозных показателей разработки и эффективности применения технологий воздействия на пласт.
АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ.
Основные положения диссертации докладывались: на 54-ой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (г.Уфа, УГНТУ, 2003), на IV Конгрессе нефтегазопромышленников России «Повышение эффективности разработки нефтяных и газовых месторождения», секция А, стендовый доклад, (г.Уфа, 2003), на 55-ой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (г. Уфа, УГНТУ, 2004), на межвузовской научно-технической конференции «Наука, технология, производство» (г. Сала ват, филиал УГНТУ, 2004), на международной научно-технической конференции «Повышение, качества строительства скважин» (г.Уфа, УГНТУ, 2005), на 56-ой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (г.Уфа, УГНТУ, 2005), на производственно-технических совещаниях НГДУ-1 ОАО «Белкамнефть».
ПУБЛИКАЦИИ.
По теме диссертации опубликовано 16 печатных работ, в том числе 6 статей, 9 тезисов докладов, 1 технологический регламент.
ОБЪЕМ И СТРУКТУРА РАБОТЫ.
Диссертация состоит из введения, 4 глав, списка использованной литературы содержащей 166 источников, 26 приложений. Текст изложен на J83 страницах машинописного текста, включающих 20 рисунков, 15 таблиц.
Работа выполнена на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Уфимского государственного нефтяного технического университета под руководством заслуженного деятеля науки республики Башкортостан, доктора геолого-минералогических наук, профессора М.А. Токарева,
Автор выражает особую благодарность научному руководителю профессору М.А. Токареву, коллективу кафедры «Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений» Уфимского государственного нефтяного технического университета, и лично заведующему кафедрой профессору Ю.В. Зейгману за постоянное внимание к работе, ценные советы, замечания, оказанную помощь и поддержку при написании диссертационной работы. Также автор выражает благодарность за цепные советы, замечания и помощь в написании работы доценту В.Б. Смирнову, к.т.н. А.А. Альварду, доценту Р.Г. Исламову,
Причины изменения фильтрационных свойств пласта в пределах призабойной зоны скважин. Факторы, приводящие к снижению продуктивности скважин
В процессе строительства скважины, в процессе вскрытия продуктивных интервалов, при проведении капитального ремонта скважин, при длительной их эксплуатации неизбежно возникают условия, при которых протекают процессы, приводящие к ухудшению гидродинамической связи между пластом и скважиной.
Основные причины, приводящие к ухудшению коллекторских свойств в пределах призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин при давлении на забое выше давления насыщения нефти газом, по данным литературных источников [8, 10,14, 22,40, 57, 104,129], приведены в приложении 1.
При строительстве скважин, такими условиями являются создание высоких репрессий на пласт в присутствии бурового раствора. Механизмы и влияние глинистого бурового раствора на пласт рассматривается многими авторами, в том числе подробно рассмотрен в работах [1, 2, 8, 9, 22, 51, 104]. Многие авторы полагают, что в результате высоких репрессий происходит проникновение в высоко проницаемый пласт бурового раствора на глубину до 3 см [8, 104]. При этом происходит образование глинистой корки на стенках скважины и частичная кольматация поровых каналов. Однако в случае слоисто неоднородного коллектора проникновение в пласт раствора возможно и глубже, по трещинам, имеющим как естественное так искусственное происхождение образовавшиеся в процессе вскрытия продуктивного коллектора, особенно трещиноватого и слабосцементированного. Трещинная структура неоднородного коллектора практически всегда присутствует в слоистой горной породе, однако, трещины приоткрываются при условии создания давлений, достаточных для того, чтобы преодолеть горное давление.
Создание такого давления возможно кратковременно при скоростном спуске бурильной колонны в скважине и локально при механическом воздействии на породу при работе бурильного инструмента.
В силу реологических и структурных свойств бурового раствора как дисперсной среды, проникновение раствора глубже не происходит, однако при существующих давлениях происходит проникновение в пласт фильтрата бурового раствора на глубину от 30 см и выше [8, 104] в зависимости от гранулометрического состава продуктивной горной породы, ее проницаемости, свойств бурового раствора.
В результате проникновения глинистых частиц бурового раствора в пласт, они кольматируют поровое пространство горной породы и в результате снижают ее проницаемость.
При проведении на скважинах различных геолого-технических мероприятий также создаются условия для проникновения в призабойную зону пласта скважины сторонних кольматирующих веществ, Это происходит при проведении различного рода промывок, особенно в условиях, когда пластовое давление ниже гидростатического, пласт принимает часть технологической жидкости из ствола. В технологической жидкости содержатся взвешенные твердые частицы различного происхождения, это и изначально находящиеся в ней примеси твердых частиц попавшие в жидкость из систем трубопроводов, резервуаров и другими путями, и частицы, состоящие из окислов железа со стенок обсадной колонны и оборудования, шлам, попавший в жидкость из зумпфа скважины. Также в технологических жидкостях могут содержатся дисперсные капли нефти. Проникновение такого рода жидкостей в пласт оказывает негативное влияние на фильтрационные характеристики призабойной зоны путем кольматации твердыми частицами и возникновением в поровом пространстве водонефтяных эмульсий [10, 40, 57].
При эксплуатации скважин в ряде случаев возникают условия, при которых в призабойной зоне скважины происходит отложение асфальтено-смолисто-парафиновых веществ. Это связано с изменением термобарических условий в призабойной зоне пласта и особенностей режима фильтрации. При фильтрации в призабойной зоне пласта возможно проявление дроссельного эффекта приводящего к снижению температуры и повышению способности к выпадению твердых компонентов нефти [21, 22].
Ряд исследователей считает, что снижение проницаемости пород призабойной зоны может быть обусловлено возникновением в поровом пространстве водонефтяной эмульсии в результате резкого качественного изменения структуры течения в призабойной зоне, а также возрастанием скорости течения пластовых флюидов. Возникающая эмульсия имеет свойство оказывать повышенное сопротивление течению в призабойной зоне пласта [76, 129].
Полнота гидродинамической связи между скважиной и пластом определяется степенью и характером вскрытия продуктивных интервалов, как считают многие авторы [14, 40]. Наиболее сильно влияет качество проведения перфорационных работ. В результате проведения перфорации кумулятивными перфораторами, наиболее широко распространенными, стенки перфорационных каналов оказываются частично закольматированными продуктами образовавшимися в результате взрыва кумулятивных зарядов, что негативно сказывается на проницаемости стенок перфорационных каналов [76].
Ухудшение связи между нагнетательной скважиной и пластом, помимо общих с добывающими скважинами причин, имеет ряд особенностей.
Основной причиной ухудшения приемистости нагнетательных скважин является кольматация коллектора механическими примесями и дисперсными каплями нефти, присутствующими в закачиваемых водах, вследствие их низкокачественной очистки [76].
Также существенной причиной снижения приемистости является биологическая деятельность микроорганизмов, например анаэробных сульфатвосстанавливающих бактерий, продуцирующих в пласте нерастворимые вещества кольматирующие поровое пространство и ухудшающие фильтрационные характеристики призабойной зоны. Вопрос влияния бактерий на характеристики работы скважины широко рассмотрен в работе [165].
Химические реагенты обладающие сильными окислительными свойствами. Основные направленности воздействия
Рассмотрим основные физико-химические свойства растворимых в воде химических соединений оказывающих сильное окислительное действие. Применительно к промысловому использованию выделим два класса химических реагентов - окислителей исходя из доступности, относительно низкой стоимости технического реагента и характера взаимодействия в растворах с составляющими породы - коллектора и пластовыми жидкостями.
Выделенные в результате проведенного анализа группы химических реагентов перспективных для промыслового использования представлены пероксидосодержащими соединениями и солями хлорноватистой кислоты. Рассмотрим выделенные для изучения химические соединения более подробно. Перекись водорода и пероксидосодержащие соединения. Перекись водорода (Н202). Молекулярный вес 34,02. Имеющаяся в продаже перекись водорода (пергидроль) - прозрачная жидкость, содержащая 27 - 31% Н202. Плотность 1,112 т/м3 [97],
При хранении разлагается на 02 и Н20, с разбавлением стойкость увеличивается. Смешивается с водой, этанолом и эфиром во всех отношениях. Перекись водорода сильный окислитель, но иногда реагирует как восстановитель.
Применение перекиси водорода основано на ее способности разлагаться по уравнению Н202 — Н20 + 0. При этом разложении выделяется активный кислород, способный к окислительным реакциям, в остатке же образуется вода. Благодаря этому, перекись водорода как окислитель обладает особенным достоинством: она не загрязняет обрабатываемого вещества никакими посторонними продуктами разложения. Даже если на обрабатываемом веществе остаются небольшие количества избыточной перекиси водорода, остаток перекиси водорода разлагается от соприкосновения с органическими веществами. Это имеет чрезвычайно большое значение особенно в тех случаях, когда требуется исключительная чистота и отсутствие каких бы то ни было посторонних примесей.
Особое достоинство перекиси водорода заключается в том, что благодаря своему высокому окислительному потенциалу и большому количеству выделяющейся при разложении энергии, она является очень сильным окислителем, значительно превосходящим по своей силе все другие окислители. В таблице 2.1 приведены количества энергии, выделяющейся на 1 г атом активного кислорода для различных окислителей [97].
Перекись водорода способна присоединяться в молекулярном виде, аналогично воде, к органическим и неорганическим веществам, образуя кристалло-гидроперскиси [132]. Известны такие соединения Н202 с сульфатами натрия и аммония, с метаборатом, с фосфатом, ацетатом, карбонатом натрия, с мочевиной и т. д. Проявляя свой кислотный характер, перекись водорода присоединяется к основаниям, в особенности к перекисям щелочных и щелочноземельных металлов. При этом образуются хорошо кристаллизующиеся соединения, например, Na202 2Н202, Ва02 Н202 и т. д.
Детально изучены свойства соединений Н202 с мочевиной, ацетамидом, формамидом и др. Некоторые из них нашли применение как антисептики. Сочетание перекиси с амидами сообщает стабильность кислородной перекисной связи, чем и объясняется, стойкость препаратов этого рода при хранении.
Растворы Н202 извлекают из кремнистых соединений ионы щелочных металлов, которые способствуют ее разложению. Поэтому перспективным можно считать применение перекиси водорода и ее производных при воздействии на терригенные породы как полимиктового так и мономиктового состава, содержащие в своем составе кремнистый и глинистый цементирующие вещества.
Интересно протекание химических реакций, вызываемое добавлением к перекиси водорода галогеноводородных кислот.
За исключением плавиковой кислоты, действующей на перекись водорода как стабилизатор, все остальные галогеноводородные кислоты в любых концентрациях вызывают ее разложение. Относительно меньшее разложение вызывает соляная кислота, считается, что в этой реакции участвуют недиссоциированные молекулы Н202. При этом, сначала получается комплексное соединение по уравнению Н202 + НС1 - Н202 - НС1 (2.1) которое претерпевает изменение с образованием промежуточного несимметрично построенного соединения перекиси водорода с четырехвалентным кислородом. Далее реакция протекает по следующей схеме; Н202 НС1 - С1-Н20-ОН -н. Н20 + НОС1 (2,2) НОС1 + Н202 - Н20 + 02 + НС1 (2.3) НОС1 + НС1 - С12 + Н20 (2.4) При пропускании НС1 через 87%- и 70%-ные растворы Н20? образуется хлор, тогда как в 21%-ном растворе и растворах меньшей концентрации, он не образуется, а в 50%-ном лишь через некоторое время.
Таким образом, из всех известных окислителей перекись водорода является самым сильным. Отсюда вытекает, что способность ее оказывать окислительно-разрушительное действие исключительно велико.
Применение перекиси в сочетании с кислотами галогеноводородного ряда вызывает ускоренное разложение перекиси водорода с интенсивным выделением активного кислорода, который, в свою очередь, оказывает сильное влияние на составляющие скелета и цемента терригенных пород, вызывая активное разложение сложной структуры цемента, в особенности глинистого, на менее сложные структуры и следовательно более дисперсные.
Поскольку применение чистой перекиси водорода сопряжено с рядом сложностей, таких как высокая опасность при транспортировке, взрывоопасность в виду сильнейшей окислительной способности, высокая коррозионная активность, возможно применение водных растворов перекиси водорода низкой концентрации либо применение кристаллогидроперекисей - группы химических соединений сольватированных перекисью водорода посредством водородной связи. К таким соединениям, широко применяемым и с налаженным массовым производством, можно отнести кристаллогидроперекись карбоната натрия (перкарбонат натрия, пероксокарбонат натрия), кристаллогидроперекись бората натрия (перборат натрия) и кристаллогидроперекись карбамида (перкарбамид).
Выбор скважин для проведения технологии интенсификации добычи нефти по геофизическим и промысловым данным
Поскольку рассматриваемая технология оказывает влияние на глинистую составляющую терригенной породы - коллектора, то одним из основных критериев выбора скважин является количество глинистого материала содержащегося в породе полученное по данным интерпретации геофизических исследований.
Другим не менее важным критерием при выборе скважин для проведения технологических операций является результат анализа показателей работы скважин за предшествующий период эксплуатации.
Основные критерии выбора скважин для рассматриваемой технологии следующие. .
1 Важно чтобы объект, на котором производится технологическое воздействие, был представлен преимущественно терригенными неоднородными заглинизированными коллекторами.
2 В качестве скважин кандидатов на проведение воздействия на ПЗП низкопродуктивных неоднородных заглинизированных коллекторов, рассматривается фонд добывающих скважин с обводненностью продукции до 40% и дебитом скважины по нефти 4-6 т/сут.
3 По предварительно выбранным скважинам рассматривается динамика добычи нефти и жидкости во времени для оценки характера обводнения. Необходимо определить не происходит ли обводнение скважин за счет чуждых вод в силу технической неисправности скважины, например вод поступающих через заколонное пространство из выше или нижележащих пластов. Выбираются скважины с равномерным ростом обводненности продукции скважины.
4 Важным требованием, для исключения прорыва пластовых вод, является требование, заключающееся в том, что в продуктивной толще выбираемые скважины должны иметь выдержанный глинистый раздел между основными нефтеносными пластами, выбранными для обработки, и подстилающими явно выраженными водоносными пластами. Размер глинистой перемычки должен быть свыше 1,5 метров.
5 По результатам интерпретации геофизических материалов выбираются скважины с весовой глинистостью выше 3%.
6 Анализируется первичный геофизический материал по скважине, выбранной для обработки, и по окружающим скважинам с целью идентификации литологического состава продуктивных пластов и оценки возможного литологического замещения. Анализируется карта изобар с оценкой возможного направления фильтрационных потоков и гидродинамической взаимосвязи скважин. Выбираются скважины, имеющие литологическую и гидродинамическую связь с окружающими нагнетательными и добывающими скважинами.
7 Анализируются имеющиеся геофизические материал по гамма-гамма цементометрии, акустической цементометрин, термометрии. Оценивается техническое состояние скважины (наличие цемента за колонной, возможная затрубная циркуляция). Выбираются скважины с минимальной вероятностью возможных заколонных перетоков.
8 По промысловым данным оценивается ориентировочная величина остаточных запасов в районе скважины - кандидата на проведение ИДН. Выбираются скважины ориентировочная величина остаточных запасов, в районе которых составляет 40-50% от начальных извлекаемых запасов.
Выбор скважин для проведения промыслового эксперимента При проведении промыслового эксперимента исходя из представленных критериев были выбраны скважины для проведения разработанной технологии воздействия на терригенные заглинизированные коллектора. Было выбрано три скважины №6683, №8552, №8785 на Вятской площади Арланского месторождения эксплуатирующие терригенные объекты, приуроченные к визейскому ярусу терригенной толщи нижнего карбона. Также были выбраны для воздействия две скважины №2312 и №2316 эксплуатирующие терригенные объекты Северо Никольского месторождения, приуроченные к визейскому ярусу терригенной толщи нижнего карбона,
Характеристики пластов, определенные по результатам интерпретации материалов ГИС, приуроченные к визейскому ярусу вскрытые в выбранных скважинах представлены в таблицах 3.1-3,5. Таблица 3.1 Результаты интерпретации материалов ГИС скважины №2312 Северо Никольского месторождения
Особенности геологического строения объектов исследования
Рассматриваемые в работе продуктивные залежи приурочены к терригенной толще нижнего карбона.
Стратиграфический интервал толщи в зонах наибольших толщин включает терригенные отложения елховского, радаевского, бобриковского и тульского горизонтов визейского яруса нижнего карбона [13].
Толща сложена пластами кварцевых песчаников, алевролитов и аргиллитов. В средней части толщи в районе Арланского месторождения встречается также пласт глинистых известняков небольшой толщины. В нижней части толщи зачастую встречаются пласты углей толщиной до 15м.
Песчаники кварцевые, в различной степени глинистые, размер зерен от мелкозернистого до крупнозернистого. Отсортированность также варьирует в довольно широких пределах. Цемент различного состава: глинистый, карбонатный. Иногда песчаники плохо сцементированы и даже рыхлые. Тип цементации контактов, поровый, пленочный и базальный.
Алевролиты по составу глинистые, глинисто-углистые, известковистые, кварцевого состава. Форма зерен угловатая, полу окатанная. По крупности зерен алевролиты от крупнозернистых до мелкозернистых.
Аргиллиты различного минерального состава: гидрослюдистые, каолинитовые и монтмориллонитовые, нередко встречается и смешанный тип.
Карбонатные породы занимают подчиненное положение. Это органогенно-обломочные, зернистые известняки, в различной степени глинистые. Толщина пласта не превышает 2-3 м. Угли и углистые аргиллиты развиты локально и приурочены к разрезам, в которых турнейские известняки размыты [13].
В южной половине республики Башкортостан развиты отложения только бобриковского горизонта. В северной части разрез большей возрастной полноты и включает отложения елховско-радаевского, тульского горизонтов.
Суммарная толщина пластов песчаников тульского горизонта достигает 17 м, но преобладает толщина 5-10 м. Толщина отдельных пластов обычно невелика, наименьшая - 1-2 м - специфична для пластов CI, CTVo, CIV, CV, CVIo. Эти пласты обладают и наибольшей неоднородностью - зачастую замещаются непроницаемыми породами. На большинстве залежей эти пласты в лучшем случае представлены песчаниками не более чем на половине площади. Песчаники этих пластов имеют меньшую проницаемость и пористость, хотя в среднем их параметры довольно высокие. Так, пористость на многих месторождениях в среднем равна 20-22%, проницаемость 0,4-0,5 мкм ,
Лучшими фильтрационно-коллекторскими свойствами обладают песчаники пласта СП и СШ, пористость которых в среднем достигает 24%, а проницаемость 1 мкм2 и выше.
Наиболее широко развиты песчаники пласта CIV. Этот пласт продуктивен практически на всех месторождениях. Его толщина достигает 12 м и более.
Песчаники бобриковского горизонта представлены пластами СVI. Однако строение этой части разреза ТТНК более сложное. В наиболее простой форме песчаники этого пласта представлены в районе Арланского месторождения [13]. Здесь он часто развит в виде одного монолитного пласта, В то же время, его толщина и здесь изменяется в широком диапазоне от 0 до 20 м и более. Надо отметить, что и на этой части территории во многих разрезах пласт песчаников разделен на несколько слоев. Пласт является так же, как и СП одним из основных продуктивных горизонтов терригенной толщи нижнего карбона, и к нему приурочены залежи на большинстве месторождений региона, в том числе, Югомаш-Максимовском.
Эти песчаники довольно хорошо выдержаны и присутствуют почти в 95% вскрытых разрезов, хотя толщина их сильно изменяется. К северо-востоку от Арланского месторождения песчаники расслаиваются чаще, число таких слоев достигает четырех, они лучше коррелируются и прослеживаются раздельно.
К югу от Арланского месторождения отложения бобриковского горизонта увеличиваются в толщине до 20 м, а иногда и более. Так, уже на Манчаровском месторождении они становятся основными нефтенасыщенными объектами. Выделяется до 5 и более пластов. Далее к югу на Серафимовскм и Туймазинскм месторождениях присутствуют терригенные отложения только бобриковского горизонта. Коллекторы представлены в основном тремя пластами, хотя иногда их нет совсем. Толщина их сокращается до 5-10 м, заметно увеличение в пониженных зонах между структурами, например, между Туймазинской и Бавлинской, где толщина песчаников возрастает до 25 м и более.
Песчаные пласты терригенной толщи нижнего карбона являются основными коллекторами, в которых сконцентрирована почти половина запасов нефти, в них открыто большое число месторождений [13].
Похожие диссертации на Интенсификация добычи нефти из заглинизированных пластов композициями на основе оксидантов
