Содержание к диссертации
Введение
1. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на разработку и эксплуатацию нефтяных залежей 8
1.1 Классификация и типы карбонатных коллекторов 8
1.2 Особенности разработки нефтяных пластов и эксплуатация скважин с карбонатными коллекторами 13
1.3 Краткая характеристика Волковского месторождения 21
1.4 Анализ эффективности эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с карбонатными коллекторами ; 23
1.5 Жидкости глушения, используемые в России и за рубежом 40
2. Экспериментальные исследования процесса фильтрации жидкости и газов в карбонатных породах 62
2.1 Аппаратура и методика проведения экспериментов по фильтрации и взаимовытеснению различных флюидов в естественных кернах 62
2.2 Влияние различных жидкостей на проницаемость карбонатных пород 72
2.3 Обсуждение результатов экспериментов 74
2.4 Динамика проницаемости карбонатных пород при пропускании через них воды и нефти 82
2.5 Определение коэффициента вытеснения нефти водой методом центрифугирования 86
3 Моделирование процессов глушения и освоения в карбонатных коллекторах 94
3.1 Характеристика моделей пласта и флюидов, использованных в экспериментах 94
3.2 Определение основных параметров процессов вытеснения при моделировании операций глушения и освоения скважин 94
3.3 Изменение насыщенности моделей пласта по нефти и воде при моделировании операции глушения и освоения скважин 97
3.4 Расчёт относительных фазовых проницаемостей в процессах взаимовытеснения жидкостей 107
3.5 Динамика фазовых проницаемостей образцов карбонатных пород при моделировании операции глушения и освоения скважин 114
3.6 Математическая модель процессов фильтрации и взаимовытеснения различных жидкостей в образцах карбонатных пород 116
4 Разработка технологии вторичного вскрытия и глушения карбонатных пластов с сохранением их коллекторских сводств 124
4.1 Технология глушения и выбор рабочих параметров ЖГС с использованием состава УНИ-1 124
4.2 Результаты промысловых экспериментов по применению разработанных технологий глушения на скважине № 1555 Волковского месторождении 129
Основные выводы и рекомендации 132
Список использованных источников 134
- Классификация и типы карбонатных коллекторов
- Анализ эффективности эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с карбонатными коллекторами
- Аппаратура и методика проведения экспериментов по фильтрации и взаимовытеснению различных флюидов в естественных кернах
- Определение основных параметров процессов вытеснения при моделировании операций глушения и освоения скважин
Введение к работе
Запасы нефти, приуроченные к карбонатным коллекторам, составляют около 50% мировых запасов нефти. Практика эксплуатации скважин с карбонатными коллекторами свидетельствует о значительных осложнениях, связанных с ухудшением коллекторских характеристик пород призабойной зоны пласта. Сложная структура пустотного пространства карбонатных пород, наличие в объеме пустот несмешивающихся жидкостей, низкие значения коэффициентов открытой пористости и абсолютной проницаемости пород являются причинами ухудшения технологических показателей работы скважин. Повышение эффективности эксплуатации добывающих скважин с карбонатными коллекторами сильно зависит от условий вскрытия нефтяных пластов, применяемых перед ремонтами, составов жидкостей глушения скважин ЖГС. Анализ промысловой информации о работе скважин с карбонатными коллекторами показывает, что их основные эксплуатационные показатели зависят от количества операций глушения и типа применяемых ЖГС. Одной из основных причин снижения коэффициента продуктивности является применение в качестве промывочных и задавочных жидкостей водных составов. Попадание в нефтяной пласт подвижной водной фазы приводит к росту насыщенности по воде и необратимому уменьшению проницаемости пород призабойной зоны пласта по нефти.
Большой вклад в исследование проблемы изучения ФЕХ продуктивных нефтяных пластов при их вскрытии и эксплуатации скважин внесли следующие исследователи: И.М. Аметов, В.А. Амиян, К.Б.Аширов, М.О.Ашрафьян, У.М.Байков, В.П.Белов, В.А. Блажевич, В.М.Березин, Ш.И.Валеев, И.Е.Гайворонский, Ш.С.Гарифуллин, А.Т.Горбунов, Ю.В.Зейгман, М.М.Иванова, А.Г.Ковалев, М.Р.Мавлютов, Г.А.Орлов, С.А.Рябоконь, Ф.Л.Саяхов, Р.С.Яремейчук, А.Р.Дженнигз, И.С.Паттон и др.
В сложившейся технико-экономической ситуации решение проблемы сохранениия ФЕХ карбонатных коллекторов должно быть связано с новым подходом к выбору технологий и составов ЖГС. В связи с этим изучение особенностей взаимодействия образцов естественных нефтенасыщенных карбонатных пород с различными составами жидкостей глушения скважин является актуальной проблемой. Цели работы
1. Изучение особенностей взаимодействия естественных образцов нефтенасыщенных карбонатных пород с различными ЖГС.
2. Уточнение механизма изменения проницаемости карбонатных пород в процессах фильтрации через них нефти, воды и ЖГС.
Основные задачи исследований
1. Определение влияния технологии глушения скважин с карбонатными коллекторами на технологические режимы их работы.
2. Изучение особенностей фильтрации различных жидкостей в образцах естественных карбонатных пород.
3. Исследование процессов взаимодействия карбонатных пород с различными жидкостями при моделировании операций глушения - освоения скважин.
Научная новизна
1. Выявлены причины ухудшения коллекторских свойств карбонатных пород при проникновении в пласт фильтратов жидкостей глушения скважин.
2. Экспериментально на естественных образцах карбонатных пород изучено влияние различных составов ЖГС на ФЕХ этих пород.
3. По результатам моделирования операций глушения - освоения скважин построены графики относительных фазовых проницаемостей карбонатных пород по нефти и воде.
Практическая ценность
На скважине №1552 Волковского месторождения проведена операция глушения с применением состава УНИ-1. По результатам испытаний получен технологический эффект в виде дополнительной добычи нефти 1463т.
Апробация работы
Результаты диссертационной работы докладывались:
-на 49-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, посвященной 50-летию УГНТУ(г.Уфа, 1998г.);
-на Втором международном симпозиуме "Наука и технология углеводородных дисперсных систем" (г.Уфа, 2000г.);
-на III Конгрессе нефтегазопромышленников России. Секция "Проблемы нефти и газа" (г.Уфа, 2001г.);
-на 52-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (г.Уфа, 2001г.).
Структура и объём работы.
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения; изложена на 108 страницах машинописного текста и содержит 30 рисунка, 18 таблиц, список литературы из 83наименований.
Автор глубоко благодарен за помощь в работе профессору, д.т.н. Ю.В.Зейгману.
Классификация и типы карбонатных коллекторов
В зависимости от генезиса и формы пустотного пространства, аккумулирующего нефть, выделяют три основных, или простых, типа карбонатных коллекторов: поровый, каверновый и трещинный [1, 2, 3]. Различное сочетание простых типов коллекторов приводит к образованию более сложных их типов или подтипов, в названии которых преобладающий тип простого коллектора указывается последним. Например, сложные подтипы порового типа карбонатного коллектора, в которых поры составляют основную емкость, а каверны и трещины играют подчиненную роль, называются каверно -поровыми, трещинно-поровыми, трещинно-каверново-поровыми. В свою очередь карбонатные коллекторы кавернового типа подразделяются на более сложные порово-каверновые, трещинно-каверновые и порово-трещинно-каверновые подтипы [2].
Для решения практических задач по поискам, разведке, подсчету запасов нефти и газа, проектированию, анализу и регулированию разработки залежей недостаточно выделять только типы и подтипы карбонатных коллекторов. Необходимо дифференцировать их и по другим признакам, характеризующим фильтрационные свойства, а также показывающим различие в строении и характере нефтенасыщенности емкостного пространства карбонатных и терригенных коллекторов. Такая дифференциация тесно связана с моделированием строения коллекторов, их пустотного пространства, выполненными ранее В.Д. Викториным и Н.А. Лыковым [4].
Наиболее распространенная особенность карбонатных коллекторов порового и кавернового типов, неоднократно отмечавшаяся разными исследователями, заключается в том, что отдельные крупные поры радиусом от 20 до 500 мкм и каверны радиусом свыше 500 мкм, составляющие основную емкость, аккумулирующую нефть, соединяются между собой более тонкими каналами радиусом от 2 - 3 до 14-20 мкм, создающими незначительную часть емкости коллектора, но почти полностью обусловливающими его фильтрационные свойства.
Геолого-промысловая практика показывает, что описанное выше строение имеют карбонатные коллекторы с низкой и средней поровой про ницаемостью (менее 0,1 мкм ). При высокой поровой проницаемости карбо -у натных коллекторов (более 0,1 мкм ) появляется тесная корреляционная связь между открытой пористостью и проницаемостью, а процесс вытеснения нефти водой из высокопроницаемых карбонатных коллекторов становится аналогичным процессу в высокопроницаемых терригенных коллекторах [23]. При высокой проницаемости карбонатных коллекторов нивелируется разница в радиусах фильтрующих каналов и крупных пор и карбонатные коллекторы по строению сближаются с терригенными. Схематическая классификация карбонатных коллекторов порового и кавернового типов (выделены четыре группы коллекторов), а также производных от них подтипов приведена в табл. 1. К первой группе относят высокопродуктивные (высокопроницаемые) карбонатные коллекторы с поровой проницаемостью более 0,1 мкм2. Это коллекторы преимущественно кавернового и порового типов и ка-верново-порового подтипа. Радиус фильтрующих каналов соизмерим с радиусом большинства пор (20 мкм и более), вследствие чего структура пустотного простанства карбонатного коллектора близка к структуре порового пространства терригенного коллектора, имеющего такую же проницаемость. Удельная поверхность фильтрации карбонатных и терригенных коллекторов одинакова и равна 100-250 см /см , что обусловливает и одинаковую их неф-тенасыщенность, равную 82-90%. Нижний предел открытой пористости карбонатных коллекторов этой группы составляет 10-15%, что позволяет определять их пространственное положение, пользуясь картами открытой пористости, построенными по промыслово-геофизическим данным [32]. Наблюдается тесная корреляционная связь между открытой пористостью и прони цаемостью. Условия разработки залежей нефти, приуроченных к карбонатным коллекторам этой группы, близки к условиям разработки терригенных пластов с высокой проницаемостью.
Ко второй группе относят среднепродуктивные (среднепроницаемые) карбонатные коллекторы с поровой проницаемостью от 0,01 до 0,1 мкм2. Это коллекторы преимущественно трещинно-порового и трещинно-кавернового подтипов. Здесь же отметим, что средняя трещинная проницаемость, определенная по промысловым данным ( 0,05-0,06мкм2 ), соизмерима с поровой проницаемостью и поэтому играет существенную роль в фильтрационных свойствах карбонатных коллекторов второй группы. Радиус фильтрующих каналов (5-15 мкм) в среднем на порядок меньше радиуса пор и каверн (140 - 500 мкм), поэтому структура пустотного пространства карбонатных коллекторов отличается от структуры порового пространства терригенных коллекторов [33].
Анализ эффективности эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с карбонатными коллекторами
Разработка Волковского месторождения приурочена к карбонатным коллекторам и характеризуется низкими темпами отбора нефти и невысокими значениями коэффициента извлечения. Это связано со сложностью геологического строения, низкими коллекторскими свойствами пластов. Месторождение разрабатывается с применением заводнения.
Волковское нефтяное месторождение включает в себя четыре площади: Волковскую, Луговскую, Гуровскую и Воецкую. Разрез месторождения, вскрыт скважинами до глубины 2100м и сложен осадочными породами четвертичного, неогенового, пермского, каменноугольного, девонского и вендского возрастов.
Промышленно- нефтеносными являются песчаники бобриковского го 22 ризонта Луговскои и Гуровской площадей, залегающие на глубинах соответственно 1570 - 1640 м, 1490 - 1510 м, известняки Турнейского яруса Волковской, Луговскои и Гуровской площадей на глубинах соответственно 1510 -1560 м, 1610 -1720 м, 1515 -1560м и песчаники пластов Дкн , Діверх, Ді и Дг терригенной толщи девона Луговскои, Гуровской и Воецкой площадей на глубинах соответственно 1965 - 2040 м, 2000 - 2070 м, 1950-1990м. По залежам Волковского месторождения средняя нефтенасыщенность по западному понятию, принятая для проектирования - 0,90 доли ед. (пористость 0,204 доли ед.). Гидродинамические исследования скважин характеризуют изменения проницаемости продуктивного пласта от 1,157 до 1,173мкм . По лабораторным определениям керна для проектирования принята проницаемость 0,641мкм . Широкий диапазон изменения емкостно-фильтрационных свойств пород Турнейского яруса свидетельствует о высокой неоднородности пласта. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 4,4м. Размеры залежей от 0,4 0,2 до 1,3 0,9км. Этаж нефтеносности до 38м. ВНК от 14113 до 1505м. Начальное пластовое давление 16,3-17,5 МПа. Режим работы пластов упру-говодонапорный.
В Турнейском ярусе выявлено 7 залежей. Углы падения крыльев достигают 4-7. Основной объём добычи нефти (95.3 %) на месторождении получен из залежей нефти Турнейского яруса Волковской площади и Бобри-ковского горизонта Луговскои площади.
Средняя обводненность продукции скважин по залежам Турнейского яруса волковской площади составляет 66,1%.
Закачка воды для поддержания пластового давления производится в залежи турнейского яруса Волковской площади через 7 нагнетательных скважин.
Накопленная закачка воды в залежь бобриковского горизонта Лугов-ской площади равна 99,0 тыс.м , при этом накопленная компенсация равна 16% и текущая за 1999 г. 42,5%. Фактический уровень добычи за 1999-2000гг. выше проектного. Дос тигнуто это, в основном, за счет интенсивного ввода добывающих скважин и более высокого среднего дебита нефти. Фактический средний дебит одной добывающей скважины по нефти в 1999 г. превышал проектный на 7,6т/сут, в 2000 г. на 4,4т/сут. В эти годы соответственно были выше темпы отбора нефти по сравнению с проектными уровнями.
Успешность эксплуатации добывающих скважин во многом определяется согласованием работы призабойной зоны пласта и подземного оборудования. Изменение составов и свойств вод подаваемых в пласт как агентов системы ППД или в качестве жидкостей глушения скважин приводит к интенсивному взаимодействию этих вод с породообразующими минералами [5, 6]. В табл.3 приведены технологический режимы работы добывающих скважин Волковского месторождения за август 2001 года.
По результатам расчетов коэффициентов продуктивности скважин Волковского месторожения были выделены две группы. К первой группе отнесли те скважины, в которых произошло увеличение коэффициента продуктивности (группа А), к второй группе - в которых коэффициент продуктивности имеет тенденцию к уменьшению (группа Б).
На большинстве анализируемых скважин проводилось от одного до пяти ремонтов с предварительным глушением пласта (рис.1.). С увеличением числа ремонтов успешность мероприятий уменьшается (СКО, ГРП), это видно из рис.2 по уменьшению относительного коэффициента продуктивности - Котн.
Относительный коэффициент продуктивности - это отношение разницы коэффициентов продуктивности скважин после и до глушения, отнесенное к коэффициенту продуктивности скважин до глушения.
Аппаратура и методика проведения экспериментов по фильтрации и взаимовытеснению различных флюидов в естественных кернах
Основное требование, которое предъявляется к установкам по вытеснению и фильтрации пластовых нефтей и различных жидкостей в естественных образцах пористых сред - это возможность моделирования пластовых условий. Ввиду сложности процессов, происходящих в карбонатных породах, аппаратура по изучению вытеснения и фильтрации пластовых нефтей и различных жидкостей при глушении и освоении скважин должна моделировать условия как при забойной зоны пласта, так и участков, от нее удаленных.
К лабораторной установке, применяющейся в экспериментах по моделированию глушения и освоения пласта предъявлялись следующие требования: - обеспечение необходимых термодинамических условий изучаемых процессов; - обеспечение требуемых перепадов, градиентов давлений и скоростей фильтрации в узле капилляра и модели пласта; - обеспечение замеров объемов вытесняемых жидкостей из моделей пласта; - измерение объемных расходов жидкостей и перепадов давлений (в широком диапазоне значений) на концах исследуемой модели; - обеспечение интенсивного перемешивания в гидравличекой системе установки жидкостей и составов, применяющихся в операциях глушения скважин; - поддержание требуемых термодинамических условий в течение всего срока проведения экспериментов (моделирование остановок, ремонтов скважин и ожидания освоения и др).
С учетом перечисленных требований была реконструирована известная установка по изучению аномально-вязкостных свойств пластовых нефтей [55]. Принципиальная схема гидравлической части установки приведена на рис.8. Основными элементами установки являются: - измерительные прессы ПР-1 и ПР-2, приводимые в движение элек тродвигателем с системой механических редукторов; - система разделительных колонок масло/вода (М/В) и вода/нефть (В/Н); - секционные кернодержатели - для создания модели продуктивного пласта с обеспечением надежной стыковки отдельных цилиндрических образцов естественных пород и всестороннего давления в процессе эксперимента; - узел медного капилляра - для определения эффективной вязкости фильтруемых жидкостей в процессе эксперимента; - жидкостный компенсационный манометр (ЖКМ) - для определения перепадов давления до 50 см водяного столба; - мерник высокого давления (МВД), подключаемый к высоконапорной (1-1) и низконапорной (2-2) частям установки. Точность определения объема вытесненной жидкости составляла ±0,1 смЗ; - ручной пресс Пр-3 - для создания давления в системе в установке и давления обжима естественных образцов пород пласта в модели пласта; - запорно - перепускные устройства, обозначенные на схеме символом «»; - пружинные образцовые манометры (М-1....М-3); - емкости для масла (М).
Вся гидравлическая часть экспериментальной установки помещалась в специальный шкаф, в котором осуществлялось воздушное термостатирова ние с точностью поддержания температуры ±1С.
Техническая характеристика экспериментальной установки для моделирования процессов глушения - освоения скважин приводится в табл.6.
Методика проведения экспериментов по моделированию процессов глушения и освоения продуктивных пластов включает два этапа: подготовительные операции и непосредственное проведение экспериментов. Рассмотрим их последовательно.
Каждое моделирование операций глушения - освоения скважин связано с последовательным пропусканием через модель пласта различных жидкостей и технологических составов, включая нефть, пластовую воду, ЖГС и т.д. Поэтому на внутренней поверхности узлов и коммуникаций установки могут оставаться в виде пленок или капель использованные в опыте жидкости и реагенты. Для их полного удаления проводили последовательную промывку установки очищенным керосином (очистка от углеводородов), спирто -бензольной или керосино-спиртовой смесью (очистка от воды) и петролей-ным эфиром - с целью замещения в коммуникациях спиртовой смеси. Удаление из установки петролейного эфира производили с помощью продувки сжатым воздухом или азотом.
Подготовка образцов естественных пород для проведения опытов по фильтрации и взаимозамещению жидкостей в модели пласта заключалась в выполнении требований отраслевого стандарта [56]. Все образцы приготавливались из кернов путем предварительного выпиливания, параллельно напластованию пород.
Определение основных параметров процессов вытеснения при моделировании операций глушения и освоения скважин
В опытах по фильтрации в качестве пористых сред применялись образцы естественных карбонатных пород пласта Турнейского яруса Волковского месторождения. Была использована модель пласта, содержащая четыре цилиндрических образца пород, помещенных в кернодержатель. Предварительно в каждом образце моделировалась связанная водонасыщенность до 20%, что соответствует реальным условиям Волковского месторождения. Характеристика образцов естественных пород приведена в табл.11. После подготовки моделей через них проводили прокачку изовискознои дегазированной нефти (вязкостью 6.94 мПа.с, плотностью 850 кг/м ). Основу испытуемых ЖГС составляла Волковская вода плотностью 1190 кг/м3. Такие ЖГС используют при глушении скважин на Волковском месторождении. Перед подачей ЖГС в модели пласта она тщательно отфильтровывалось от частиц механических примесей не растворившихся солей, чтобы исключить одну из причин снижения проницаемости - кольматацию поровых каналов механическими частицами.
Наиболее широко на промыслах страны в качестве ЖГС применяются различные водные растворы минеральных солей. Это обусловлено простотой технологии приготовления, доступностью и экономичностью этих реагентов. Однако при этом не всегда учитывается, какое влияние такие ЖГС оказыва ют на продуктивный пласт. Большое значение при этом имеют размеры по ровых каналов.
Известно, что капиллярное давление можно определить по формуле [55]: PK=2 a/rK (cos01-cose2), (6) где Рк - капиллярное давление; a - поверхностное натяжение на границе раздела фаз; гк - радиус порового канала; Oi и 02 - углы смачивания.
Из формулы (6) видно, что чем меньше будет радиус порового канала, тем больше значение капиллярных сил и тем большую энергию необходимо затратить на их преодоление.
В поровом пространстве вода и нефть образуют сложные смеси, движение которых по порам происходит с преодолением капиллярных сил. При определенных условиях в поровых каналах действие капиллярных сил становится настолько большим, что действующие перепады давления не обеспечивают их преодоление и происходит отключение порового канала.
Кроме того, на изменение фильтрационно-емкостных характеристик ПЗП влияет взаимодействие ЖГС и породообразующих материалов, входящих в состав карбонатных пород. Сложный состав пород, малый размер породообразующих частиц, наличие водочувствительных минералов способствуют интенсивному взаимодействию с водой и изменению физических свойств пород пласта.
Неоднократное глушение скважин водными ЖГС различного химического состава и минерализации определяют интенсивность взаимодействия породообразующих минералов с жидкостями и оказывают сильное влияние на процессы фильтрации. Поэтому изучение динамики замещения одних жидкостей другими, фазовых проницаемостей, депрессий и репрессий явля ется важной научной и практической задачей. Выявление механизма взаимодействия пластовой системы и ЖГС позволит наметить пути решения проблемы повышения эффективности эксплуатации скважин путем оптимизации составов и технологических параметров ЖГС.
Процесс глушения модели пласта заключался в прокачке через модель (из скважины в пласт) нескольких поровых объемов ЖГС. Скорости прокачки ЖГС через модель в 3...5 раза превышают скорости фильтрации нефти в пласте, что отвечает реальным условиям глушения скважин, когда на забое создаются высокие репрессии и имеют место большие значения скоростей фильтрации.
Продолжительность операции глушения модели пласта определялась достижением постоянного значения проницаемости по ЖГС. Затем модель пласта оставляли в контакте с ЖГС на срок 3...4 суток, что соответствовало срокам проведения ремонтов скважин и времени контакта пластовой системы с ЖГС.
По окончании операции глушения вновь в направлении из пласта в скважину на малых скоростях осуществлялась прокачка нефти. Таким образом, полный цикл операций глушения и освоения моделей пласта заключался в вытеснении из моделей вначале нефти раствором ЖГС, а затем ЖГС нефтью. На подготовленных моделях была изучена динамика замещения одних жидкостей другими 7 раз (циклов).
В процессе экспериментов по вытеснению в соответствии с [56] проводили замеры следующих параметров: - объем вытесненной из модели жидкости (V выт); - текущее значение перепада давления (АР); - количество прокачанной жидкости в поровых объемах (т); Проведение экспериментов осуществлялось с моделированием термодинамических условий для пласта Турнейского яруса Волковского месторождения: температуры 25 С, давления ІЗМПа.
Похожие диссертации на Особенности глушения и освоения нефтяных скважин в карбонатных коллекторах
