Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ геолого-физических особенностей месторождений высоковязкх нефтей, определяющих выбор технологий добычи 8
1.1 Анализ ресурсной базы высоковязких нефтей 8
1.2 Термические технологий разработки месторождений высоковязких нефтей 15
1.3 Критерий применимости технологии добычи высоковязких нефтей 19
1.4 Технология воздействия нагретой водой 25
1.4.1 Анализ результатов добычи ВВН воздействием горячей водой 27
1.5 Пароциклическое воздействие 35
1.5.1 Анализ эффективности добычи ВВН с применением пара 39
1.6 Механизм внутрипластового горения 41
1.7 Технология парогравитационного воздействия с применением двух горизонтальных скважин 43
Вывод по разделу 1 48
2 Опытно промышленные работы и анализ разработки месторождения катангли 49
2.1 Геологическое строение месторождения и залежей 49
2.1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 49
2.1.2 Тектоническое строение 50
2.1.3 Характеристика нефтегазоносности и геологического строения продуктивных пластов 53
2.2 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов 58
2.2.1 Литологическая характеристика пород и фильтрационно-емкостных свойств по керну 58
2.4 Характеристика текущего состояния разработки месторождения 63
Выводы по разделу 2 70
3 Исследование особенностей фильтрации и вытеснения высоковязких нефтей и разработка уточненной модели вытеснения вязкопластичного пластового флюида 72
3.1 Особенности фильтрации высоковязких нефтей 72
3.2 Особенности вытеснения вязкопластичной нефти водой 78
3.3 Анализ работ по изоляции водопескопроявлениям на скважинах месторождений «РН-Сахалинморнефтегаз» 83
Выводы по разделу 3 89
4 Обоснование схем размещения горизонтальных скважин на северном участке i блока i пласта месторождения катангли
4.1 Обоснование численной модели участка залежи месторождения Катангли 90
4.2 Результаты расчета термического воздействия на участке залежи месторождения Катангли 92
4.3 Обоснование технологий и рабочих агентов воздействия на пласты 101
4.4 Выбор плотности и размещения скважин 103
4.5 Технологические показатели вариантов разработки 105
4.6 Результаты пароциклической эксплуатации горизонтальных скважин в условиях строения I блока I пласта месторождения Катангли 107
4.7 Результаты внедрения технологии площадной циклической закачки пара 114
Выводы по разделу 4 119
Заключение, выводы и рекомендации 120
Список использованных источников 1
- Критерий применимости технологии добычи высоковязких нефтей
- Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
- Анализ работ по изоляции водопескопроявлениям на скважинах месторождений «РН-Сахалинморнефтегаз»
- Результаты пароциклической эксплуатации горизонтальных скважин в условиях строения I блока I пласта месторождения Катангли
Критерий применимости технологии добычи высоковязких нефтей
Отличие между высоковязкими нефтями и природными битумами также условна, в связи с чем приводимые различными исследователями оценка ресурсов и запасов таких углеводородов, могут существенно различаться [13].
По данным исследования мировые запасы природных битумов и высоковязких нефтей оцениваются в 0,5 - 1 трл. т [6, 14]. Основные запасы этого углеводородного сырья сконцентрированы в нефтегазоносных районах Канады, Венесуэлы, США, Аргентины, Кувейта, Индонезии, России и ряда других стран. По данным некоторых исследователей в песчаниках и карбонатных отложениях Канады сконцентрировано 280 - 415 млрд.т природных битумов и ВВН, в Венесуэле 100 - 320 млрд т, в США — 21 - 31 млрд т [2, 6, 14, 15].
По данным [14] ежегодная мировая добыча тяжелой нефти с 1993 по 2001 г. увеличилась более чем в 2 раза и составила 470,4 млн. м . В 2001 г. добыча углеводородов этой категории составила 21,1 % от годового мирового производства нефти.
Примерно половина нефтедобывающих стран, наряду с легкими, добывают и тяжелые нефти [16-19]. Объемы добычи нефти в основных нефтедобывающих странах представлены на рисунке 1.1.
Геологические запасы высоковязких нефтей в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПНГП) оценивается около 975,1 млн. т. Крупнейшие месторождения в Российской Федрерации находится в пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения с запасами 733,5 млн. т. и 241,6 млн. т. в пределах Ярегского месторождения. В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в промышленной разработке находятся только два месторождения: Усинское и Ярегское. По Ярегскому месторождению добыто 21,2 млн. т., а по Усинскому месторождению добыто 48,8 млн. т. Значительная часть запасов залежей высоковязких нефтей в ТПНГП находится в карбонатных коллекторах (Усинского, Тендонского, Тобойского, Западно-Хаседаюсского, им. Романа Требса, Суборского месторождения). S Пл/
Остаточные извлекаемые запасы категорий А+В+С1 и категории С2 составляют 1,4 млрд. т. и 118 млн. т. Большая часть остаточных балансовых запасов высоковязких нефтей промышленных категорий на территории сосредоточена в Содружества независимых государств (СНГ) трех странах: России (6,2 млрд. т.), Казахстане (726 млн. т.) и Азербайджане (389 млн. т.). Всего в этих странах содержалось 7,4 млрд. т. высоковязких нефтей промышленных категорий или 99,5 % от запасов по всем странам СНГ.
По состоянию на 01.01.1988 г. на территории России геологические запасы ВВН с вязкостью более 30 мПас составляли 7,3 млрд. т. и распределялись по категориям следующим образом: остаточные геологические запасы категорий A+B+Ci — 6,2 млрд. т.; геологические запасы категории Сг — 648 млн. т; забалансовые запасы — 441 млн. т. Остаточные извлекаемые запасы по категориям A+B+Q составляли 1,1 млрд. т. и по категории Сг 101 млн. т.
Основная часть геологических запасов высоковязких нефтей категорий А+В+С1 на территории Российской Федерации находятся в 8 субъектах (таблица 1.7). 46.7 % от общих геологических запасов категорий А+В+С1 рассматриваемых объектов или 2,9 млрд. т. высоковязких нефтей находятся на уникальных месторождениях: Усинском, Ван-Еганском, Русском и Северо - Комсомольском.
Запасы залежей ВВН крупных месторождений составляет 21,0 % от общих запасов и оцениваются в 1300 млн. т.
Ван-Еганское месторождение характеризуется наличием множества продуктивных пластов в диапазоне от покурской свиты (ПК) до юрских отложений. Пласты ПКі_2 Ван-Еганского месторождения содержат в себе значительные запасы тяжелой, вязкой нефти. Общая нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 20 м, эффективная 9 м. Таблица 1.7-Распределение геологических запасов высоковязких нефтей по уникальным и крупным месторождениям РФ
Пласт ПКі залегает в среднем на глубине 1000-1100 м, ПКі8 - 1700 м. В пределах объектов выделяются несколько залежей, имеющих различные эффективные нефтенасыщенные толщины. Средняя общая толщина в пределах залежей изменяется от 88.3 до 95 м для ПКі, от 35.2 до 39.1 м для объекта ITKig. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 7.6-10.2 м для ПКі, 2.0-6.2 м для ПКі8. Средняя мощность газовой шапки для ПКі составляет 10.6-11.9 м, для ITKig -4.6-5.1 м.
Объекты ПКі и ПКі8 характеризуются сравнительно средними значениями песчанистости (0.66-0.68 для ПКі, 0.62-0.73 для ITKig), высокой расчлененностью (31.6-33.1 для ПКЬ 7.7-10.5 для ПК18). Пласт ПКі представлен в основном рыхлыми песками, слабосцементированными песчаниками с многочисленными прослоями глинистых пород. Пласт ПКів представлен переслаиванием песчаников, песков, аргиллитов и глин. Коллектор является слабосцементированным с высокой неоднородностью. Средняя проницаемость составляет 250 мД для ПКЬ 119 мД для ПК18, Средняя пористость - 32.5% для ПК1, 25.8% для ПКі8. Русское газонефтяное месторождение приурочено к терригенным породам верхней части сеноманских отложений, вытянуто в субмеридиальном направлении, осложнено рядом тектонических нарушений. Продуктивные толщины сеноманских отложений (пласты ПК1.7) залегают на глубине 660-920 м, сложены неоднородными и слабосцементированными песчано-алевролитовыми породами. Основные запасы сосредоточены в объекте ПКі, расположенного на глубине 800-900 м. Нефтяная оторочка имеет контакт на всей площади с подстилающей водой и на 70% - с газовой шапкой. ПКі представляет собой газонефтяную, массивную, тектонически экранированную залежь., пористость 26-37 %, проницаемость 1-1700 мД [21]
Несмотря на то, что нефть является тяжелой (плотность в пластовых условиях 902 кг/м ), высоковязкой (217 мПа#с - в пластовых условиях, 490 мПа#с - в поверхностных), она отличается низким содержанием серы (0.31%), парафина (1.09%), смол (10.1%).
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Значительные скопления углеводородов месторождений шельфа (Лунское, Киринское, Венинское) и суши восточного Сахалина (Катангли, Набиль, Монги и др.), сосредоточены в отложениях надугленосной подсвиты дагинской толщи неогеновой системы. Осадки сформированы в условиях дельтовой платформы в зоне деятельности палеодельты р. Палеоамур.
Непосредственно в пределах месторождения Катангли скважинами вскрыты отложения мелового, палеогенового и неогенового возраста. Наиболее глубокий разрез вскрыт скважинами №№ 700 и 150, пробуренными, соответственно, до глубин 3470 и 1700 м. Неогеновая система представлена породами миоценового возраста. Вскрытый скважинами разрез подразделяется на пять свит:
Промышленные скопления нефти приурочены к отложениям дагинской свиты надугленосной подсвиты, мощностью до 140 м. В подсвите выделяется три песчаных пласта: I, II, III, залегающих на глубинах от 30 до 240 м и представленных тонкозернистыми рыхлыми песками и песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Общей закономерностью всех трех пластов является постепенное увеличение толщины от присводовои части складки к крыльям.
Характерной особенностью продуктивных пластов является их монолитность и относительная выдержанность по площади и разрезу, за исключением зон, где I и II пласты размыты (рис. 2.1).
Нефтяное месторождение Катангли приурочено к одноименной Катанглийской антиклинальной складке, входящей в состав Ногликско-Катанглийской зоны. Катанглийская антиклинальная складка представляет собой асимметричную брахиантиклиналь протяженностью порядка 6,5 км. Ось складки простирается вдоль регионального взброса в юго-восточном направлении. Восточное крыло относительно пологое (8-10 ), западное - более крутое, с углами падения до 20-30 , осложненное взбросом 1 северно-западного простирания. Амплитуда взброса изменяется от 60 до 140 м, плоскость сместителя падает на северо-восток под углом 60 на юге и 40 - на севере.
Другими, наиболее крупными разрывами, являются сброс 1 и взброс 2, которые разделяют месторождение на три основных блока: I, II, III (рис. 2.1, 2.2, 2.3, 2.4, 2.5) [80].
Системой более мелких разрывных нарушений сбросового характера (в блоке I - Iа, 1, Г и 1г, в блоке II - 2а и 2) основные блоки разбиты на более мелкие, к которым приурочены залежи нефти.
Всего на месторождении установлено 13 залежей: I и III пласты содержат по 4 залежи, II - пять залежей. По типу ловушек залежи относятся к пластовым и массивно-пластовым (II, III пласты); тектонически-экранированным и частично стратиграфически ограниченным. По характеру заполнения ловушки - к нефтяным. Залежи I и II пластов полнопластовые, имеют нефтяную и водонефтяную зоны, залежи III пласта - водоплавающие. Наибольшие площади нефтеносности имеют залежи I пласта.
Высоты залежей изменяются в широких пределах от 5 - 20 м до 120 м, при этом максимальные высоты залежей по всем пластам наблюдаются в III блоке.
Характерной особенностью месторождения является уменьшение площадей нефтеносности вниз по разрезу, одновременно с этим увеличивается доля водонефтяных зон в объеме залежей. На месторождении полностью вскрыт разрез отложений, с которыми могут быть связаны перспективы нефтегазоносности [80]. Рисунок - 2.5 Подсчетный план запасов нефти III пласта (структурная карта по кровле)
Положение начальных контуров нефтеносности установлено по данным геофизических исследований скважин, подтверждено результатами опробования и материалами длительной эксплуатации скважин. Поверхности контактов нефть - вода (ВНК) приняты горизонтальными. Продуктивный разрез дагинских отложений месторождения Катангли вскрыт на глубинах от 30 до 240 м. Общие толщины продуктивных пластов изменяются от 0 (в зонах размыва) до 29-32 м (I, II пласты), достигая до 110 115 м в III пласте, пределы изменения эффективных толщин - от 2,5 до 30,5 м в I, II пластах и от 11 - 19 до 98,2 - 107 м в III пласте. Монолитность пластов характеризуют коэффициент песчанистости, близкий к единице (0,88 - 0,99) и коэффициент расчлененности, изменяющийся от 1-4 в I, II пластах до 7,3-9 в III пласте. I пласт представлен песками серыми и коричневато-серыми, тонкозернистыми, алевритистыми, рыхлыми, иногда с прослоями глин и глинистых песков.
Пласт промышленно нефтеносен во всех блоках месторождения. Толщина пласта изменяется от 0 до 32 м, что связано с его размывом в наиболее приподнятых частях I блока и во II и III блоках. Пласт содержит 4 пластовые, тектонически экранированные, частично стратиграфически ограниченные залежи в I, II, IIа, III блоках.
I блок толщина пласта изменяется от 0 до 28 м .Эффективная толщина пласта изменяется от 5 до 28 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в нефтяной зоне 15,9 м, в водонефтяной зоне - 17,5 м. Коэффициент песчанистости - 0,94, коэффициент расчлененности - 2,71.
II блок толщина пласта изменяется от 0 до 32 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 4 до 30,5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в нефтяной зоне - 20,1 м, в водонефтяной зоне -12 м. Коэффициент песчанистости - 0,96, коэффициент расчлененности - 2,15.
II а блок толщина пласта изменяется от 24 до 28 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 22 до 26,5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в нефтяной зоне - 22 м, в водонефтяной зоне - 17,1 м. Коэффициент песчанистости - 0,95, коэффициент расчлененности - 4.
III блок толщина пласта изменяется от 0 до 29,5 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 2,5 до 28 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в нефтяной зоне - 18,1 м, в водонефтяной зоне -11,7 м. Коэффициент песчанистости - 0,96, коэффициент расчлененности - 2,1.
II пласт представлен песками темно-серого и серого цвета, с тонкозернистыми и мелкозернистыми, алевритистыми, рыхлыми, с тонкими прослоями песчаников мелкозернистых, алевритистых, с редкими прослоями глин. Толщина пласта изменяется в пределах от 0 до 29 м. Уменьшение толщины пласта до 0 связано с размывом пласта в наиболее приподнятой части складки, а также с размывом на западном крыле III блока. Пласт имеет 4 массивно-пластовые, тектонически экранированные залежи в I, II, IIа, III блоках и одну пластовую тектонически экранированную, водоплавающую в I блоке с утвержденными запасами.
Анализ работ по изоляции водопескопроявлениям на скважинах месторождений «РН-Сахалинморнефтегаз»
Таким образом, на время продвижения фронта вытеснения существенно влияют коэффициент гидропроводности вытесняющей жидкости, начальный градиент давления и приведенный радиус скважины. Начальный градиент давления пропорционален динамической вязкости нефти и зависит от размеров поровых каналов и физических свойств коллектора.
Отметим, что при не поршневом вытеснении в пласте возникает двухфазная фильтрация. Для определения распределения давления нефти и воды в зоне совместной фильтрации необходимо знать зависимости относительных фазовых проницаемостей от коэффициента водонасыщенности.
Гидродинамический фронт вытеснения нефти горячей водой опережает тепловой фронт. Физика процесса: нефть и пласт нагреваются медленнее, чем происходит гидродинамическое вытеснение [53]. На первом этапе холодная нефть вытесняется горячей водой (практически поршневое вытеснение). На втором, нагретая нефть вытесняется горячей водой. Заметим, что принятая модель поршневого вытеснения холодной нефти горячей водой справедлива для двухфазной фильтрации. Для несжимаемых жидкостей [95] среднее давление вытеснения (р) равно - коэффицент водонасыщенности; к\, к\ - относительные фазовые проницаемости коллектора для воды и нефти; /і1; /і2 - динамические вязкости воды и нефти.
При вытеснениии холодной нагретой нефти р.г /і2 следовательно, /(s) = 1. Из (3.33) следует, что среднее давление р=рь Таким образом, уравненение (3.27), решение (3.30) и формула (3.32) справедливы для непоршневого вытеснение холодной нефти горячей водой в интервале между гидродинамическим и тепловым фронтами вытеснения.
В результате гидродинамических испытаний и эксплуатации скважин месторождения Катангли установлен значительный вынос механических примесей (КВЧ до 0,5 мг/л жидкости). В призабойной зоне пласта коллектор, слабосцементированный, разрушался даже при небольших депрессиях и забойных давлениях 6,0-8,6 МПа, величина забойного давления превышала предел прочности породы, приведенный радиус скважины в процессе эксплуатации увеличивается. Для предотвращения выноса механических примесей и закрепления призабойной зоны использовали полимерные композиции «Геотерм-01» [96].
Определим время продвижения фронта вытеснения (3.32) для разных значений приемистости от 300 м /сут до 80 м /сут., начальный градиент давления постоянный.
При постоянной приемистости с увеличением численного параметра п время продвижения фронта вытеснения убывает. С уменьшением приемистости время возрастает. Если начальным градиентом давления пренебречь (последний столбец g=0), то время достижения менее одних суток. Давление на забое нагнетательной скважины меняется от 9,3 до 9,21 МПа. Превышает предел прочности породы. Частицы породы закупоривают поровые каналы в призабойной зоне пласта вокруг нагнетательной скважины. Причем, в первую очередь каналы большого диаметра, проницаемость высокопроницаемых прослоев резко уменьшается, приемистость падает. Увеличивается время достижения границы R. Из условия (3.32) следует, что с возрастанием приведенного радиуса скважины время возрастает.
Пусть при Q=150 м /сут приведенный радиус меняется от 0,154 м до 0,195 м. Значения t приведены в таблице 3.2. Сравнивая расчетные значения таблиц 1 и 2, отметим, что величина приведенного радиуса скважины существенно влияет на время распространения фронта вытеснения.
Пример 2. Пусть добывающая и нагнетательная скважины начали работать одновременно. Примем приведенный радиус скважин одинаковым 0,194 м. Приемистость нагнетательной скважины равна 150 м /сут, дебит добывающей скважины 10 м /сут время работы скважин 80 суток.
При одновременном начале эксплуатации радиус зоны возмущения давления добывающей скважины в два раза превышает радиус фронта возмущения давления нагнетательной скважины. Итак, при поршневом вытеснении нефти водой гидродинамический фронт вытеснения зависит не только от физических свойств коллектора, но и от начального градиента давления вытесняемой нефти. Распространение фронта вытеснения высоковязкой нефти происходит медленнее, чем фронт вытеснения маловязкой нефти. На скорость фронта вытеснения влияют степень сцементированности коллектора, вынос механических примесей свидетельствует о разрушении первоначальной фильтрационно-емкостной системы в ПЗП добывающих и нагнетательных скважин. Следовательно, на моделирование технологических процессов и конечную нефтеотдачу.
Как было установлено разрушение призабойной зоны пласта (увеличение приведенного радиуса скважины) замедляет рост вытеснения нефти водой. Таким образом, является актуальной задача об уменьшении выноса механических примесей в слабоцементированных коллекторах.
При непоршневом вытеснении нефти за фронтом вытеснения в пласте возникает зона двухфазной фильтрации. Размеры этой зоны зависят от фильтрационных параметров пласта, физических свойств вытесняемой и вытесняющей жидкостей [96].
Современное состояние разработки многих месторождений нефти в ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» характеризуется снижением дебитов скважин, повышением их обводненности, значительными водопескопроявлениями, наличием фонда простаивающих скважин и низким коэффициентом извлечения нефти (КИН). В первую очередь это относится к месторождениям, представленными залежами со слабосцементированными коллекторами. Длительные периоды эксплуатации скважин обусловили возникновение негерметичности колонн и заколонных перетоков воды, обводнение продуктивных пластов, их разрушение и образование песчаных пробок. Форсированные отборы жидкости, а иногда и бессистемное закачивание воды, создали условия для прорыва нагнетаемой воды к забоям эксплуатационных скважин. Все эти обстоятельства приводят к значительному количеству неработающих скважин по причине высокой обводненности и наличия песка (КВЧ до 0,5 мг /1 л жидкости) в продукции. Отключение этих скважин из процесса разработки не позволяет достичь проектных величин добычи и коэффициента извлечения нефти. В этой ситуации остается актуальной проблема эффективного проведения мероприятий по ограничению и ликвидации водопескопроявлений.
Для ограничения водопескопроявлений на месторождения ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» (Набиль, Катангли, Шхунное, Монги, З-Сабо, Мухто) были проведены ремонтно-изоляционные более чем на 15 скважинах в период с 2007 по 2010 год. В качестве изоляционного материала применяли полимерные композиции «Геотерм-01» разработанные компанией НПФ «Геотерм». По составу представляет собой продукт поликонденсации фенола с формальдегидом в щелочной среде, модифицированные алкилрезорцином [96, 97]. Самая большая часть ремонтно-изоляционных работ приходится на месторождении Набиль, в которой было выполнено 9 скважин операций таблица 1. В 2007 году было выполнено две работы на скважинах № 72 и № 158 по ограничению выноса песка и водопроявлений. По скважине № 72 получен положительный эффект по увеличению МРП на 35 суток после обработки и увеличение дебита нефти на 0,8 т/сут и жидкости на 3 м /сут. По скважине № 158 не был получен положительный эффект, в связи с негерметичностью эксплуатационной колонны. В феврале 2010 года были проведены повторные работы закрепления призабойной зоны полимерной композицией «Геотерм-01» по предотвращению выноса песка. Проводились так же экспериментальные лабораторные исследования по закреплению проппанта в трещине ГРП в лаборатории моделирования и исследования пластовых систем в Институте геологии и геоинформатики ТюмГНГУ. В модель трещины ГРП продавливались разработанные композиции на основе смолы «Геотерм-001», порообразователя, отвердителя «Геотерм-101» и модифицированного доотмывающего раствора (МДР), увеличивающего проницаемость и проводимость модели проппантной пачки. Исследования показали, что проппант закрепляется достаточно прочно, проницаемость увеличивается с ростом концентрации порообразователя (концентрация в 7,0 % порообразователя является критической, образец крепится недостаточно прочно, а концентрация порообразователя в 3-6 % будет оптимальной) [98]. Скважина № 72 находится в работе по сегодняшний день, а скважина № 158 выводилась на режим. В период с 2008 по 2010 год работы, проведенные по ограничению выноса песка и предотвращения образования песчаных пробок, были более успешны по сравнению с 2007 годом. Из 8 скважинно-операций успешными были, 7 и только на одной скважине не был получен успешный результат. На скважинах № 151, 168, 179 проведенные работы по закреплению призабойной зоны полимерной композицией «Геотерм-01» были получены положительные результаты по увеличению МРП, дебита нефти и жидкости. Результаты проведенных работ в 2010 году еще не определены, в связи работой их по сегодняшний день. Пример не успешного проведения обработки призабойной зоны полимерной композицией «Геотерм-01» является скважина № 121. Произошел прихват НКТ после обработки. Так же была проведена одна работа по изоляции перетока воды из выше лежащего водоносного пласта.
Результаты пароциклической эксплуатации горизонтальных скважин в условиях строения I блока I пласта месторождения Катангли
При постоянной приемистости с увеличением численного параметра п время продвижения фронта вытеснения убывает. С уменьшением приемистости время возрастает. Если начальным градиентом давления пренебречь (последний столбец g=0), то время достижения менее одних суток. Давление на забое нагнетательной скважины меняется от 9,3 до 9,21 МПа. Превышает предел прочности породы. Частицы породы закупоривают поровые каналы в призабойной зоне пласта вокруг нагнетательной скважины. Причем, в первую очередь каналы большого диаметра, проницаемость высокопроницаемых прослоев резко уменьшается, приемистость падает. Увеличивается время достижения границы R. Из условия (3.32) следует, что с возрастанием приведенного радиуса скважины время возрастает.
Пусть при Q=150 м /сут приведенный радиус меняется от 0,154 м до 0,195 м. Значения t приведены в таблице 3.2. Сравнивая расчетные значения таблиц 1 и 2, отметим, что величина приведенного радиуса скважины существенно влияет на время распространения фронта вытеснения.
При одновременном начале эксплуатации радиус зоны возмущения давления добывающей скважины в два раза превышает радиус фронта возмущения давления нагнетательной скважины. Итак, при поршневом вытеснении нефти водой гидродинамический фронт вытеснения зависит не только от физических свойств коллектора, но и от начального градиента давления вытесняемой нефти. Распространение фронта вытеснения высоковязкой нефти происходит медленнее, чем фронт вытеснения маловязкой нефти. На скорость фронта вытеснения влияют степень сцементированности коллектора, вынос механических примесей свидетельствует о разрушении первоначальной фильтрационно-емкостной системы в ПЗП добывающих и нагнетательных скважин. Следовательно, на моделирование технологических процессов и конечную нефтеотдачу.
Как было установлено разрушение призабойной зоны пласта (увеличение приведенного радиуса скважины) замедляет рост вытеснения нефти водой. Таким образом, является актуальной задача об уменьшении выноса механических примесей в слабоцементированных коллекторах.
При непоршневом вытеснении нефти за фронтом вытеснения в пласте возникает зона двухфазной фильтрации. Размеры этой зоны зависят от фильтрационных параметров пласта, физических свойств вытесняемой и вытесняющей жидкостей [96].
Современное состояние разработки многих месторождений нефти в ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» характеризуется снижением дебитов скважин, повышением их обводненности, значительными водопескопроявлениями, наличием фонда простаивающих скважин и низким коэффициентом извлечения нефти (КИН). В первую очередь это относится к месторождениям, представленными залежами со слабосцементированными коллекторами. Длительные периоды эксплуатации скважин обусловили возникновение негерметичности колонн и заколонных перетоков воды, обводнение продуктивных пластов, их разрушение и образование песчаных пробок. Форсированные отборы жидкости, а иногда и бессистемное закачивание воды, создали условия для прорыва нагнетаемой воды к забоям эксплуатационных скважин. Все эти обстоятельства приводят к значительному количеству неработающих скважин по причине высокой обводненности и наличия песка (КВЧ до 0,5 мг /1 л жидкости) в продукции. Отключение этих скважин из процесса разработки не позволяет достичь проектных величин добычи и коэффициента извлечения нефти. В этой ситуации остается актуальной проблема эффективного проведения мероприятий по ограничению и ликвидации водопескопроявлений.
Для ограничения водопескопроявлений на месторождения ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» (Набиль, Катангли, Шхунное, Монги, З-Сабо, Мухто) были проведены ремонтно-изоляционные более чем на 15 скважинах в период с 2007 по 2010 год. В качестве изоляционного материала применяли полимерные композиции «Геотерм-01» разработанные компанией НПФ «Геотерм». По составу представляет собой продукт поликонденсации фенола с формальдегидом в щелочной среде, модифицированные алкилрезорцином [96, 97]. Самая большая часть ремонтно-изоляционных работ приходится на месторождении Набиль, в которой было выполнено 9 скважин операций таблица 1. В 2007 году было выполнено две работы на скважинах № 72 и № 158 по ограничению выноса песка и водопроявлений. По скважине № 72 получен положительный эффект по увеличению МРП на 35 суток после обработки и увеличение дебита нефти на 0,8 т/сут и жидкости на 3 м /сут. По скважине № 158 не был получен положительный эффект, в связи с негерметичностью эксплуатационной колонны. В феврале 2010 года были проведены повторные работы закрепления призабойной зоны полимерной композицией «Геотерм-01» по предотвращению выноса песка. Проводились так же экспериментальные лабораторные исследования по закреплению проппанта в трещине ГРП в лаборатории моделирования и исследования пластовых систем в Институте геологии и геоинформатики ТюмГНГУ. В модель трещины ГРП продавливались разработанные композиции на основе смолы «Геотерм-001», порообразователя, отвердителя «Геотерм-101» и модифицированного доотмывающего раствора (МДР), увеличивающего проницаемость и проводимость модели проппантной пачки. Исследования показали, что проппант закрепляется достаточно прочно, проницаемость увеличивается с ростом концентрации порообразователя (концентрация в 7,0 % порообразователя является критической, образец крепится недостаточно прочно, а концентрация порообразователя в 3-6 % будет оптимальной) [98]. Скважина № 72 находится в работе по сегодняшний день, а скважина № 158 выводилась на режим. В период с 2008 по 2010 год работы, проведенные по ограничению выноса песка и предотвращения образования песчаных пробок, были более успешны по сравнению с 2007 годом. Из 8 скважинно-операций успешными были, 7 и только на одной скважине не был получен успешный результат. На скважинах № 151, 168, 179 проведенные работы по закреплению призабойной зоны полимерной композицией «Геотерм-01» были получены положительные результаты по увеличению МРП, дебита нефти и жидкости. Результаты проведенных работ в 2010 году еще не определены, в связи работой их по сегодняшний день. Пример не успешного проведения обработки призабойной зоны полимерной композицией «Геотерм-01» является скважина № 121. Произошел прихват НКТ после обработки. Так же была проведена одна работа по изоляции перетока воды из выше лежащего водоносного пласта.
Так же с 2007 по 2009 года были проведены две работы по креплению призабойной зоны на скважинах месторождении Катангли (табл. 3.5). Положительный эффект был получен по скважине № 433, что после обработки призабойной зоны дебит нефти увеличился на 1,7 т/сут, увеличился МРП на 34 суток и произошло снижение дебита по жидкости до 25 м /сут. В 2009 году были проведены работы на скважине № 241 по которой не были получены положительные результаты.
