Содержание к диссертации
Введение
Перечень сокращений, условных обозначений, символов, единиц и терминов 4
Введение 5
1 Текущее состояние разработки нефтяных месторождений западного Башкортостана и проблемы извлечения нефти из карбонатных коллекторов 12
1.1 Структура добычи нефти по объектам разработки 12
1.2 Тектоническая приуроченность и характеристика карбонатных продуктивных пород 16
1.3 Геолого-промысловые предпосылки добычи трудноизвлекаемых запасов нефти из карбонатных коллекторов 21
1.4 Выводы 26
2 Совершенствование применения методов интенсификации притока нефти из карбонатных пластов к скважинам на месторождениях запада Башкортостана 28
2.1 Краткая характеристика применяемых методов интенсификации притока нефти 28
2.2 Определение границ эффективного применения различного вида кислотных обработок обводненных скважин 40
2.3 Пути повышения эффективности гипано-кислотных обработок высокообводненных скважин 46
2.3.1 Совершенствование технологии проведения гипано-кислотных обработок 46
2.3.2 Влияние геолого-физических и технологических параметров гипано-кислотных обработок скважины на эффективность воздейстия наПЗП 52
2.4 Выводы 60
3 Разработка технологии гипано-термокислотной обработки скважины 62
3.1 Особенности добычи нефти из неоднородных карбонатных коллекторов при пониженных забойных давлениях в скважинах 62
3.2 Лабораторные исследования осадкообразования при повышенных температурах 65
3.3 Технология проведения гипано-термокислотных обработок высокообводненных скважин 76
3.4 Промысловые результаты проведения гипано-термокислотных обработок обводненных скважин 81
3.5 Выводы 95
4 Влияние обработок призабойных зон скважин на показатели разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах 99
4.1 Краткая геолого-промысловая характеристика Копей - Кубовского месторождения 99
4.2 Динамика основных показателей разработки кизеловского горизонта Копей-Кубовского месторождения 103
4.3 Повышение эффективности разработки кизеловского горизонта за счет увеличения нефтеотдачи карбонатных коллекторов 108
4.3.1 Характер профилей приемистости и притока при проведении гипано-кислотных обработок скважин 110
4.3.2 Влияние кислотных обработок скважин на темпы отбора нефти 115
4.4 Выводы 118
Основные выводы и рекомендации 120
Список использованных источников 122
- Текущее состояние разработки нефтяных месторождений западного Башкортостана и проблемы извлечения нефти из карбонатных коллекторов
- Краткая характеристика применяемых методов интенсификации притока нефти
- Лабораторные исследования осадкообразования при повышенных температурах
- Краткая геолого-промысловая характеристика Копей - Кубовского месторождения
Введение к работе
Важнейшей проблемой в нефтяной промышленности является повышение эффективности добычи нефти. Поэтому проведение геолого-технических мероприятий, предназначенных для интенсификации притока нефти к скважинам и снижения обводненности добываемой продукции, является одним из перспективных и быстроразвивающихся направлений технического прогресса в добыче нефти. Несмотря на обилие технологий и химических реагентов, используемых для этих целей, вопросы эффективности геолого-технических мероприятий недостаточно изучены для условий малодебитного фонда скважин мелких месторождений, эксплуатирующих карбонатные коллектора. С учетом наблюдающейся в нефтяной промышленности Урало-Поволжья устойчивой тенденции ухудшения структуры запасов нефти, эта проблема становится ещё более актуальной.
Во всех нефтегазодобывающих регионах ухудшение структуры запасов и истощение высокопродуктивных залежей приводит к возрастанию доли трудноизвлекаемых запасов с низкими дебитами скважин. При этом успешность геолого-технических мероприятий снижается, что особенно проявляется в связи с обводнением скважин. Подобные особенности разработки в полной мере характерны для месторождений запада Башкортостана, когда после истощения залежей нефти в терригенных пластах в структуре остаточных извлекаемых запасов возрастает доля запасов нефти, приуроченных к низкопроницаемым, малопродуктивным, пористым и пористо-трещиноватым карбонатным коллекторам.
Изучению продуктивных карбонатных коллекторов Урало-Поволжья, анализу их разработки посвящены работы Абызбаева И.И., Андреева В.Е., Аширова К.Б., Баймухаметова К.С, Викторова П.Ф., Гайнул-лина К.Х., Галлямова М.Н., Горбунова А.Т., Еникеева В.Р., Калинского
Б.А., Лозина Е.В., Миникаева В.З., Мерзлякова В.Ф., Муслимова Р.Х., Му-хаметшина В.Ш., Попова A.M., Сургучева М.Л., Токарева М.А., Юсупова Р.Г., Якупова Ф.М. и других исследователей и промысловых работников. Обобщение исследований и опыта разработки указывает на сложности вовлечения и эксплуатации продуктивных карбонатных пластов. Применение заводнения ограничено из-за недостаточной приемистости нагнетательных скважин и быстрого прорыва закачиваемых вод к добывающим скважинам из-за большой неоднородности коллектора по проницаемости. На залежах с пористо-трещиноватыми коллекторами и на мелких месторождениях создание системы заводнения оказывается нецелесообразным. Поэтому основная часть карбонатных пластов разрабатывается на естественных режимах малодебитным фондом скважин.
Проблемы эксплуатации карбонатных коллекторов, интенсификации притока нефти и ограничения поступления воды в скважины занимались: Абдуллин Ф.С., Амиян В.А., Антипин Ю.В., Блажевич В.А., Галлямов И.М., Илюков В.А., Логинов Б.Г., Махмутов Н.Р., Персиянцев М.Н., Смыков В.В., Тухтеев P.M., Уметбаев В.Г., Южанинов П.М. и другие.
Среди ряда геолого-технических мероприятий по интенсификации притока нефти к скважинам, эксплуатирующим карбонатные коллектора, наиболее эффективными стали различного вида соляно-кислотные обработки скважин. В связи с обводнением скважин эффективность традиционно используемых технологий кислотного воздействия снижается. Более эффективными оказались технологии, основанные на проведении изоляции водопроводящих каналов о садко образующими полимерными реагентами с последующей продавкой соляной кислоты в поровую часть коллектора (например, гипано-кислотные и гивпано-кислотные обработки скважин). Однако при использовании этих способов выбор технологических пара-
метров закачки химических реагентов, учитывающих индивидуальные особенности призабойной зоны пласта недостаточно аргументирован. Кроме того, эффективность гипано (гивпано)-кислотных обработок снижается в случае обработки гидрофобизированной поверхности пор карбонатных коллекторов.
Цель работы. Повышение эффективности соляно-кислотных обработок высокообводненных скважин для интенсификации притока нефти и снижения добычи воды на месторождениях с карбонатными коллекторами на основе обобщения и дальнейшего развития применения осадкообра-зующих полимерных растворов и соляной кислоты при различных температурах.
Основные задачи исследования
Анализ эффективности соляно-кислотных обработок по интенсификации притока нефти к скважинам, эксплуатирующим карбонатные пласты (на примере месторождений, разрабатываемых ООО НГДУ «Октябрь-скнефть»).
Изучение особенностей технологии, обобщение опыта проведения и совершенствование гипано-кислотных обработок скважин (ГКО).
3. Лабораторные исследования коагуляции полимеров хлоридами
кальция и магния при различных температурах.
4. Разработка эффективного метода кислотного воздействия при гид-
рофобизированном поровом пространстве матриц карбонатного трещино
вато-пористого коллектора.
5. Изучение влияния массового проведения кислотных обработок
призабойных зон (ОПЗ) потокоотклоняющего характера на показатели
разработки залежи (на примере Копей-Кубовского месторождения запад
ного Башкортостана).
Методы исследований. Поставленные в работе задачи решались путем проведения лабораторных и промысловых исследований и анализа промыслового материала. Обработка результатов велась с применением математической статистики и вычислительной техники.
Защищаемые положения
Статистические зависимости эффективности технологических показателей кислотных обработок различного вида и границы применимости кислотных обработок для скважин с различной обводненностью продукции.
Уравнения регрессии для оценки влияния геолого-физических и технологических факторов на степень увеличения дебита и степень снижения обводненности продукции после гипано-кислотной обработки скважины.
Технология проведения гипано-кислотной обработки с учетом определения составов осадкообразующих растворов и параметров их закачки в скважину при различной приемистости призабойной зоны пласта.
Результаты лабораторных исследований и промысловых испытаний разработанной технологии гивпано-термокислотных обработок скважин.
Результаты оценки влияния массового проведения кислотых обработок на показатели разработки кизеловского горизонта Копей-Кубовского месторождения.
Научная новизна
1. Выявлены границы эффективного применения различных видов соляно-кислотных обработок скважин в зависимости от обводненности их продукции. На стадии большого обводнения (70-99 %) эффективными обработками скважин являются кислотные обработки с использованием осадкообразующих технологий - гипано-кислотные обработки.
Получены статистические зависимости для степени увеличения дебита и степени изменения обводненности после гипано-кислотной обработки, учитывающие геолого-физические параметры пласта и технологические параметры закачки. Выявлено, что основными значимыми факторами являются: нефтеыасыщенная толщина, нефтенасыщенность, объем закачиваемой соляной кислоты и объем закачки полимера.
Установлены оптимальные объемы и концентрации осадкообразующих реагентов при температурах до 85 С для качественной коагуляции и кислотного воздействия на гидрофобизированные матрицы коллектора.
Выявлено влияние массового проведения ОПЗ скважин (до 42 % от добывающего фонда скважин), позволяющее увеличить темпы отбора. Оптимальный охват обработками составляет примерно 25 % от фонда добывающих скважин, что позволяет повысить темпы отборов до 1,25 раза.
Практическая ценность и реализация результатов исследований
Практическую ценность представляют полученные статистические модели, выражающие зависимость степени увеличения дебитов после обработки и степени изменения обводненностей после обработки от геолого-физических и технологических параметров, что позволяет прогнозировать результаты предполагаемых гипано-кислотных обработок скважин.
Разработан стандарт предприятия ОАО «АНК «Башнефть» (СТП 03-09-2004) на технологию проведения гипано-кислотных обработок высо-кообводненных скважин. Использование СТП позволяет обоснованно определять состав и технологические параметры закачки осадкообразующих реагентов в зависимости от приемистости скважины перед обработкой.
Технология гивпано-термокислотных обработок испытана и отработана на б скважинах ООО НГДУ «Октябрьскнефть». Обобщение резуль-
татов позволило выявить перспективность их практического применения при обработке в высокообводненных гидрофобизированных карбонатных пластах.
В работе использованы современные методы экспериментальных лабораторных и промысловых исследований. Основная часть лабораторных исследований проведена на кафедре разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений УГНТУ, а промысловые исследования и внедрение рекомендаций проведены по опробованным методикам, утвержденным в виде руководящих документов, государственных и отраслевых стандартов. Обработка полученных результатов проводилась с использованием методов математической статистики и вычислительной техники.
Результаты диссертационной работы докладывались на Ш-ем и IV-ом Всероссийских конгрессах нефтегазопромышленников России «Проблемы нефти и газа» (Уфа, 2001, 2003 гг.); на научно-технических конференциях Уфимского государственного нефтяного технического университета (2001, 2003 гг.); на научных конференциях АНК «Башнефть» и Баш-НИПИнсфть (2003, 2004 гг.)
Автор благодарит за большую помощь в формировании плана диссертации, обработке и обобщении результатов исследований научного руководителя, профессора Юрия Викторовича Антипина. За содействие и научное консультирование при внедрении разработок в промысловых условиях автор также выражает благодарность директору ООО НГДУ «Ок-тябрьскнефть», кандидату технических наук Ринату Мухаметовичу Тух-тееву.
При решении отдельных вопросов, поставленных задач автор получал консультации и помощь при проведении экспериментальных работ и внедрении рекомендаций, за что выражает свою искреннюю благо дар-
ность: М.Д. Валееву, Ш.А. Гафарову, Ю.В. Зейгману, Р.А. Ибраеву, Б.А. Калинскому, Ю.Н. Стенечкину, М.А. Токареву, В.М. Трюпиной.
Автор выражает большую признательность работникам кафедры разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета и промысловым работникам ООО НГДУ «Октябрьскнефть», помогавшим в выполнении и обсуждении настоящей работы.
Текущее состояние разработки нефтяных месторождений западного Башкортостана и проблемы извлечения нефти из карбонатных коллекторов
В последние годы в нефтяной промышленности Российской Федерации наблюдается устойчивая тенденция к ухудшению структуры запасов нефти. Это сопровождается ростом доли трудноизвлекаемых запасов, увеличением количества вводимых в разработку месторождений с осложненными геолого-физическими условиями, повышением удельного веса карбонатных коллекторов с низкой проницаемостью и высокой вязкостью нефти, а также эксплуатацией скважин с низкими дебитами [40]. Подобное ухудшение структуры запасов нефти наблюдается также и при разработке нефтяных месторождений Башкортостана.
В Башкортостане послевоенный период развития нефтяной промышленности характеризовался быстрым ростом уровня добычи нефти при относительно небольшом фонде скважин. Такая динамика добычи нефти была связана с открытием и интенсивным вовлечением в разработку крупных девонских залежей западного Башкортостана на Туймазинском, Серафи-мовском и Шкаповском месторождениях. Запасы нефти этих месторождений, а также более мелких, открытых в последующие годы и показанных на обзорной схеме размещения месторождений (рис.1.1), обеспечивали высокую добычу нефти в течении многих лет. [94]
Основные залежи нефти Туймазинского, Серафимовского и Шкапов-ского месторождений приурочены к терригенным коллекторам девона. Эксплуатация этих месторождений прошла все основные стадии и осуществлялась с применением передовых технологий законтурного и внутри-контурного заводнения, форсирования отборов жидкости, оптимизации сетки скважин. В настоящее время разработка этих залежей находится на завершающей стадии.
Позже в разработку были введены крупные месторождения на северо-западе Башкортостана. Это Арланское, Манчаровское, ТаЙмурзинское, Югомашевское и другие. Основные запасы нефти этих месторождений содержатся в терригенной толще нижнего карбона (ТТНК). Залежи ТТНК разрабатывались с применением заводнения и уплотнения сетки скважин. К настоящему времени эти месторождения также находятся на завершающей стадии разработки.
При такой ситуации крупным резервом добычи нефти может явиться более активное вовлечение в разработку запасов нефти находящихся в карбонатных коллекторах. Это подтверждается при анализе структуры добычи нефти по объектам разработки.
На рис. 1.2 представлены данные по структуре добычи нефти по годам из основных объектов разработки месторождений, эксплуатируемых ООО НГДУ "Октябрьскнефть". С 1949 г. по 1965 г. основным объектом разработки являлся терригенный девон. Но в связи с выработкой запасов нефти и интенсивным обводнением продукции скважин в период с 1965 до 1990 г. доля добычи нефти из пластов терригенного девона сократилась практически со 100 % до 22 % и стабилизировалась на этом уровне. На 01.01.2004 она составляет 22,4 %. В период с 1965 г. по 1970 г. в активную разработку вводились залежи терригенной толщи нижнего карбона и карбонатные пласты кизеловского горизонта. Доля добычи нефти из ТТНК достигла своего максимума к 1975 году (30,4 %), впоследствии происходит медленное падение и стабилизация на уровне 20 %. С 1967 г. началось активное освоение залежей в карбонатных пластах. Доля добычи нефти постоянно увеличивалась и в 1982 г. сравнялась с долей добычи нефти из терригенного девона. К настоящему времени доля добычи нефти из карбонатных пластов в 1,37 раза больше, чем из терригенного девона и ТТНК, и составляет 57,8 % против 42,2 %.
Практически повсеместно на западе и северо-западе Башкортостана имеются залежи нефти в карбонатных коллекторах. Карбонатные отложения составляют более 85 % мощности всей палеозойской осадочной толщи [17]. В основном это известняки кристаллические, либо органогенные, в различной степени глинистые, а также доломиты и долом итизированные в различной степени известняки. В разрезе чередуются плотные и пористые прослои. Последние чаще и являются коллекторами. Толщины отдельных прослоев коллекторов могут достигать до 40 м и более. Эти прослои часто замещены непроницаемыми породами, что определяет сложность строения залежей и их разработку. Проницаемость известняков варьируется от 0,001 до 1 - 2 мкм2.
Наиболее полно изучены и освещены в научно-технической литературе вопросы разработки терр иге иных пластов месторождений северо-запада Башкортостана [16, 17, 34, 69, 89]. Однако вследствие увеличения роли карбонатных залежей в добыче нефти существует необходимость изучить их более детально. Проведение анализа разработки продуктивных горизонтов и дополнительное изучение условий притока нефти к скважинам из карбонатных коллекторов даст возможность оценить состояние остаточных запасов нефти и выявить резервы по добыче нефти для конкретных условий.
Эффективное извлечение нефти из карбонатных коллекторов представляет собой сложную научно-техническую проблему. Основной особенностью карбонатных пород-коллекторов является сложность строения их порового пространства, представленного порами, кавернами, трещинами, подсчет объема которых представляет большую трудность [9, 18, 50, 65, 102]. Коэффициенты извлечения нефти по объектам с карбонатными коллекторами в основном ниже, чем по аналогичным объектам с терриген-ными коллекторами. Это обусловлено более высокой неоднородностью карбонатных пластов, их расчлененностью, прерывистостью, сложными горно-геологическими условиями залегания флюидов, наличием в породах нефтей с высокой вязкостью, изменением свойств нефтей при эксплуатации залежей, когда пластовые давления ниже давления насыщения.
Краткая характеристика применяемых методов интенсификации притока нефти
Призабойная зона пласта (ПЗП) является значимым интервалом в системе пласт - скважина. От её проводимости в значительной мере зависят дебиты скважин. Дебиты скважин могут быть небольшими из-за плохих естественных коллекторских характеристик продуктивных пластов и повышенной вязкости нефти. Кроме того, эта зона подвергается сильному воздействию буровым и цементным раствороми при бурении скважин. В процессе эксплуатации дебиты со временем могут падать в связи с отложением в поровых каналах призабойной зоны парафина, асфальто-смолистых веществ и неорганических солей. В зависимости от причин низких фильтрационных свойств пород этой зоны применяются различные методы воздействия на них с целью интенсификации притока нефти.
При разработке продуктивных карбонатных коллекторов наиболее эффективным методом увеличения добычи нефти является проведение различного вида соляно-кислотных обработок скважин, сущность проведения которых заключается в увеличении проницаемости ПЗП. На промыслах западного Башкортостана интенсификация притока нефти с использованием соляно-кислотных обработок находит достаточно широкое применение [17, 34, 51, 69, 80]. В последние годы технология проведения кислотных обработок совершенствуется [19, 28, 84].
Обобщая опыт проведения и эффективность соляно-кислотных обработок скважин в НГДУ «Туймазанефть» за 1971 - 1985 гг. авторы работы [34] указывают, что в 60-х годах эффект на одну операцию составлял в среднем 185 т (при обработке верхнефаменских пластов), и 240 т (при обработке известняков турнейского яруса). По мере обводнения скважин эффективность обработок начала снижаться и в 1984 г. составила 92 т. и отмечается, что соляно-кислотные обработки в скважинах с дебитом менее 0,5 т/сут не эффективны. Установлено, что проведение соляно-кислотных обработок в условиях НГДУ «Туймазанефть» эффективно при обводненности до 20 %. При большей обводненности прирост добычи нефти на одну обработку резко снижается и проведение соляно-кислотных обработок становится экономически нерентабельным [34].
Для увеличения притока нефти к скважинам на месторождениях запада Башкортостана кроме простых соляно-кислотных обработок (СКО) стали применять другие виды соляно-кислотных обработок: термокислотные (ТКО), пенокислотные (ПКО), термо-пенокислотные (ТПКО), нефте-кислотные (НКО), нефте-пенокислотные (НПКО) [1, 29, 34, 46, 69].
Наибольшее количество обработок, проводимых на месторождениях запада Башкортостана, приходится на проведение простых соляно-кислотных обработок скважин. Методика подбора скважин для обработок и технологии их проведения сложились в 60 - 70-е годы, стали традиционными и в последующие годы практически не изменились [1, 28, 29, 85]. При выборе скважины для обработки ПЗП учитывается история её эксплуатации и ремонтов, геолого-физические показатели ПЗП (пористость, проницаемость, нефтенасыщенность, эффективная толщина), дебит скважины и обводненность добываемой продукции перед обработкой.
Типовая технология проведения простых соляно-кислотных обработок заключается в следующем [28, 34, 85, 101]. После подъема подземного оборудования эксплуатационную колонну шаблонируют и промывают забой скважины методом обратной промывки. После этого трубы с шаблоном поднимают и в скважину на НКТ спускают пакер, после чего скважи ну промывают водой повторно. Пакер устанавливают на 10 - 20 м выше верхних отверстий интервала перфорации, а ниже пакера спускают "хвост" из НКТ такой длины, чтобы концы труб находились на уровне нижних отверстий интервала перфорации. Пакер опрессовывается на полуторократ-ное давление, ожидаемое при закачке кислоты.
Раствор соляной кислоты, концентрацией 12 - 15 % закачивают в скважину насосными агрегатами через НКТ при открытом затрубном пространстве и продавливают в пласт водой (давление продавки создается в зависимости от приемистости скважины). Скважину закрывают на 16 — 24 часа для реагирования. После реагирования кислоты пакер разгерметизируют и скважину промывают. Затем спускают насосное оборудование и пускают скважину в работу, после чего регулярно замеряют дебит скважины, обводненность продукции и определяют продолжительность эффекта.
Объём соляной кислоты и соответствующее количество ингибитора коррозии, уксусной кислоты и ПАВ определяется по общеизвестным руководствам [28, 29, 64, 85, 98].
Если проницаемость ПЗП постепенно снижается из-за отложения парафина и асфальто-смолистых компонентов нефти, то увеличение дебита можно достичь путем проведения термокислотных обработок скважин. Этот вид воздействия заключается в обработке забоя скважины горячей кислотой, нагрев которой происходит в результате экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами в специальном реакционном наконечнике, спускаемом на НКТ, через который прокачивается рабочий раствор соляной кислоты [28, 69, 85, 101]. Обычно в наконечники загружают от 40 до 100 кг магния в зависимости от обрабатываемого интервала пласта, получения желаемой температуры.
В условиях месторождений западного Башкортостана термокислотные обработки эффективнее простых СКО в скважинах с АСПО и низким пластовым давлением [34, 46, 69]. В 1992 - 1995 гг. в НГДУ «Октябрьскнефть» было проведено 8 термокислотных обработок скважин. Предварительный анализ результатов ТКО показал, что с увеличением обводненности эффективность их резко уменьшается. Поэтому с 1996 г. на промыслах западного Башкортостана ТКО не проводятся.
Для повышения охвата кислотным воздействием по толщине пласта проводят пенокислотные обработки скважин. Технология их проведения сложнее, поскольку рабочий раствор закачивается в ПЗП в виде пенокис-лотного раствора, приготавливаемого с помощью насосного агрегата, компрессора и аэратора [1, 85, 101].
В условиях месторождений западного Башкортостана пенокислотные обработки позволяют получить значительный эффект. Поэтому в последние годы в НГДУ «Октябрьскнефть» было проведено 121 пенокислот-ная обработка скважин.
Эффективность ПКО увеличивается если в скважину спускать термонаконечник со стержневым или гранулированным магнием и проводить термо-пенокислотные обработки скважин [46]. В НГДУ «Октябрьскнефть» было проведено 22 термо-пенокислотные обработки. Анализ ПКО и ТПКО позволил выявить высокую технологическую эффективность малообвод-ненных скважин и низкую эффективность в случае обработки высокооб-водненных трещиноватых коллекторов. Стоимость ПКО и ТПКО, из-за использования большого количества техники получается высокой, что снижает экономическую эффективность обработок. Кроме того, получение пены с использованием воздуха в настоящее время считается не соответствующим экологическим нормам.
Лабораторные исследования осадкообразования при повышенных температурах
Лабораторные исследования карбонатных коллекторов западного Башкортостана под микроскопом в шлифах показывают наличие пор, каверн (размером от 0,5 до 20 мм) и широкое развитие в них макро- и микро-трещиноватости. Трещинная пористость по объему коллектора обычно незначительна и составляет доли процентов, в то же время трещинная проницаемость может быть высокой и многократно превышать матричную. В зависимости от сочетания характеристик коллектора ёмкостные и фильтрационные параметры карбонатных пластов могут существенно отличаться. Разработка трещиноватых коллекторов с наличием нефтенасыщенных матриц имеет свои особенности [22, 43, 71, 73, 78, 79, 104].
Коллектора кизеловского горизонта по своей ёмкостной характеристике в основном являются порово-кавернозно-трещиноватыми. Этим объясняется малодебитность скважин. Однако на отдельных участках и залежах трещиноватость настолько велика, что начальные дебиты скважин высокие, но в последующий период эксплуатации они быстро падают из-за снижения пластового давления. В ряде случаев пластовое давление снижается ниже давления насыщения. Такое проявление фильтрационных характеристик присуще для трещиноватых низкопористых карбонатных коллекторов фаменского яруса верхнего девона.
Приток нефти из трещиноватого или трещиновато-кавернозного колектора легко определяется при снятии профиля притока жидкости по малой величине эффективной толщины пласта.
Характерные профили приемистости и притока обычно представлены тонкими работающими интервалами пласта. Их величина составляет 0,8 - 2,2 м и мало зависит от общей нефтеиасыщенной толщины пласта. Это объясняется крайней неоднородностью по пористости и проницаемости карбонатных пластов. Для условий кизеловского горизонта характерно наличие неравномерного распределения пор в известняках плотных, органогенных, органогенно-обломочных. Увеличиваются емкостные свойства коллекторов за счет кавернозности фораминиферовых известняков. Большую роль играет в этих коллекторах макро- и микротрещиноватость. За счет трещиноватости и кавернозности пористость известняков кизеловского горизонта достигает на отдельных участках залежей 20 — 22 %, а проницаемость 0,26 — 0,28 мкм2, что значительно больше средних величин этих параметров. Низкая проницаемость пласта (0,025 мкм в среднем) объясняется наличием большого объема низкопористых малопроницаемых матриц от 0,05 до 0,005 мкм2.
При эксплуатации таких коллекторов в призабойной зоне образуются тонкие радиальные лучевые каналы фильтрации жидкости, основой которых являются трещины, высокопористые, кавернозные прослои пласта. Простираясь на значительные расстояния в призабойной зоне скважины в основные фильтрационные каналы поступает жидкость из сопредельных пористых матриц, поскольку давление в трещиноватых каналах меньше, чем внутри матриц [31,47, 50].
Для увеличения добычи нефти снижают забойное давление, причем в ряде случаев забойное давление поддерживается ниже давления насыщения. В практике разработки нефтяных залежей известны случаи, когда забойное давление составляет 70 — 75 % от давления насыщения.
Анализ динамики пластового и забойного давлений при эксплуатации карбонатных объектов разработки Серафимовского, Копей-Ку бо веко го и Михайловского месторождений показал, что в случае активного поддержания пластового давления забойные давления составляют 0,9 - 1,3 давления насыщения. При высоком обводнении скважин и ограничении объемов нагнетания забойное давление составляет 0,8 — 1,1 от давления насыщения. При естественном режиме работы залежей (обычно кратковременно при упруго-водонапорном, а затем на режимах истощения) забойное давление в скважинах поддерживается на уровне 0,7-1,1 от величины давления насыщения. По ограниченному количеству скважин, разрабатывающих небольшие литологические залежи, пластовые давления значительно меньше давления насыщения, при этом скважины эксплуатируются периодически при очень низких забойных давлениях. Расчеты, проведенные по формулам подземной гидродинамики показали, что давление в ПЗП в отдельных случаях может снижаться ниже давления насыщения до 3,2 м по радиусу от центра скважины [10, 64].
Снижение забойного давления в скважинах способно привести к следующим процессам. Первоначально, при снижении давления в ПЗП происходит объёмное расширение нефти в поровом пространстве матриц.
По мере снижения давления в ПЗП ниже давления насыщения в поровом пространстве матриц происходит выделение газа (в первую очередь метана и азота) и, следовательно, изменение состава пластовой нефти. Доля тяжелых углеводородов в составе нефти увеличивается, а следовательно, растет концентрация парафинов, смол и асфальтенов. Нефтенасыщен-ная часть карбонатного пласта гидрофоб на и гидрофильна. Большое значение на развитие поверхностных явлений начинает оказывать изменение концентрации смол. Находящиеся в них нафтеновые кислоты и активные соли за счет электро-молекулярных сил способны осаждаться на карбонатах и дополнительно гидрофобизировать поверхность порового пространства. Этот процесс протекает медленно в течение многих лет разработки залежи.
В то же время в основных фильтрационных каналах (обычно сильно обводненных), трещинах или высокопористых кавернозных элементах пласта поверхность породы гидрофильна. Гидрофобизация поровых каналов в матрицах способна повлиять на эффективность соляно-кислотных обработок скважин. Так, при обычном кислотном воздействии в трещиновато-пористом обводненном пласте кислота поступает в обводненные гидрофильные фильтрационные каналы и такая обработка скважины будет малоэффективной.
Краткая геолого-промысловая характеристика Копей - Кубовского месторождения
Выше было показано, что в НГДУ "Октябрьскнефть" разработан и широко внедрен способ гипано-кислотной обработки скважин. Сущность ГКО заключается в насыщении обводненных каналов коллекторов раствором хлористого кальция, подаче буферного слоя воды и закачке раствора гипана (гивпана). После образования геля и осадка в пласт прокачивают слой пресной воды и соляную кислоту под давлением в поровую часть коллектора.
При проведении обработок возможны случаи обратного выноса полимера из-за неполной его коагуляции, что является недостатком обычной ГКО. Это объясняется тем, что при закачке хлорида кальция, а затем полимера в пластовых условиях происходит образование геля только на контакте этих реагентов и последние порции полимера оказываются не прореагировавшими с хлоридом кальция. Это происходит тогда, когда часть полимера проникает в трещины и поры пласта где коагулянта нет. После ввода скважины в эксплуатацию непрорсагировавший полимер частично поступающий на забой вместе с попутно-добываемой хлоркальциевой водои смешиваются, образуя нитевидную или хлопьевидную твердую фазу. При этом условия работы глубинно-насосного оборудования ухудшаются.
Эффективность способа резко снижается при наличии на поверхности порового пространства коллектора углеводородных осадков, содержащих асфальтены, смолы и парафины. При продолжительной эксплуатации скважины с забойными давлениями ниже давления насыщения из нефти выделяется газ, что ведет к нарушению равновесного состояния в нефти и выпадению твердой фазы, состоящей из тяжелых углеводородов. Твердые и высоковязкие компоненты нефти осаждаясь на поверхности порового пространства образуют пристенные слои углеводородных соединений, которые гидрофобизируют поверхность продуктивного коллектора.
При проведении простой обработки скважины кислота активно реагирует с карбонатами на контакте с поверхностью породы. Если даже поверхность пор контактирует с нефтью без образования плотной подложки, то после закачки кислоты поверхностное натяжение на границе "нефть -порода - кислота" снижается, а нефть отторгается кислотным раствором в свободный объем пор и обеспечивает активный контакт кислоты с породой [94]. Наличие прочного гидрофобного слоя значительно препятствует проникновению кислоты к поверхности породы и площадь взаимодействия кислоты с породой будет меньше. Это явление присуще для пористых матриц пласта.
Разрушению гидрофобного слоя будет способствовать увеличение температуры кислотного раствора. На практике это достигается проведением термокислотной обработки. Нагрев кислотного раствора осуществляется за счет экзотермической реакции соляной кислоты с металлическим магнием.
В обводненном трещиноватом коллекторе обычная термокислотная обработка будет недостаточно эффективна [93]. Поэтому для повышения эффективности кислотного воздействия следует проводить закачку коагулянта, воды, гивпана, буферной жидкости по технологии гипано-кислотной обработки скважины.
Обработку осуществляют следующим образом. После технологической подготовки скважины определяют поглотительную способность (приемистость) коллектора прокачкой пластовой воды насосным агрегатом по НКТ с пакером или кольцевому межтрубному пространству эксплуатационной колонны, замеряется расход закачиваемой воды (м3/ч) и давление закачки на разных скоростях агрегата. Затем в НКТ прокачивают требуемый объем водного раствора хлорида кальция 20 %-ной концентрации для насыщения трещин коллектора. Прокачивают буферный слой пресной воды 0,5 м3 и гидролизованный в щелочи отход волокна или тканей полиак рилонитрила 4-5м. Далее прокачивают буферный слой пресной воды в объеме 0,5 - 1,0 м3 и затем нагретую до 85 С смесь соляной кислоты с хлористым магнием.
Получают смесь соляной кислоты с хлористым магнием следующим образом. Реакционный наконечник (контейнер), в котором на поверхности загружается магний, на НКТ спускается в скважину в интервал, выбранный для обработки. По НКТ через наконечник прокачивается 15 %-ная соляная кислота. Скорость прокачки подбирается таким образом, чтобы продукты реакции нагревались до 85 С. Это возможно при прокачке 70 л кислоты на 1 кг магния. При этом получается 3,92 кг чистого MgCl2, а остаточная концентрация соляной кислоты составляет 11 % [101].
Проводимое солянокислотное воздействие можно разделить на две фазы. Первая фаза - термохимическое воздействие, при котором соляная кислота реагируя с магнием нагревает прокачиваемый раствор и поверхность забоя до 85 С. Введение в зону коагуляции нагретого MgC вызывает ускоренное завершение реакции с недопрореагировавшим полимером и дополнительную коагуляцию его, в результате чего увеличивается доля осадка, упрочняется его структура и надежнее перекрываются поровые и трещинные водопроводящие каналы. В итоге происходит ускоренное сшивание с помощью полимера и горячего коагулянта в призабойной зоне отдельных, рассеченных трещинами блоков коллектора в единый массив и перекрытие высокопроницаемых водопроводящих трещин. Одновременно с этим часть горячего солянокислотного раствора остаточной концентрации поступает, по мере перекрытия водопроводящих каналов, в зону с гид-рофобизованной поверхностью поровых каналов расплавляя в них углеводородные осадки. Кроме того, за счет резкого снижения поверхностного натяжения при повышенной температуре на границе нефть - порода - кислотный раствор происходит гидрофилизация поверхности с отторжением гидрофобизированных слоев тяжелых углеводородов нефти в объем поро-вого пространства. Эти процессы позволяют увеличить площадь реагирования соляной кислоты с поверхностью пор в матрицах.
Вторая фаза кислотного воздействия - обычная солянокислотная обработка ПЗП, но более эффективная, вследствие поступления соляной кислоты высокой температуры только в поровую часть матриц (исключая перекрытые с коагулированным полимером высокопроницаемые и трещиноватые водопроводящие части коллектора). Применение горячей кислоты позволяет повысить эффективность за счет кислотного воздействия на пористые, ранее гидрофобизированные поверхности матриц коллектора и увеличить добычу нефти из них.
Похожие диссертации на Повышение эффективности кислотных обработок высокообводненных скважин в трещиновато-поровых карбонатных коллекторах
