Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Геологические особенности Хохряковской группы месторождений и состояние их разработки 9
1.1. Хохряковское месторождение 9
1.1.1 . Состояние разработки и эксплуатации Хохряковского месторождения 10
1.2. Кошильское месторождение 15
1.2 Л. Состояние разработки и эксплуатации Кошильского месторождения 16
1.3. Пермяковское месторождение 19
1.3.1. Состояние разработки и эксплуатации Пермяковского месторождения 22
1.4. Ван-Еганское месторождение 24
1.4Л. Состояние разработки и эксплуатации Ван-Еганского месторождения 3 0
1.5. Анализ данных о трещиноватости Хохряковской группы месторождений 31
Выводы по главе 1 36
Глава 2 . Анализ применяемых методов и технологий интенсификации добычи нефти на месторождениях Нижневартовского района Западной Сибири 38
2.1. Анализ применяемых методов и технологий интенсификации добычи и их эффективности 39
2.2. Анализ применения гидравлического разрыва пласта 56
2.2 Л. Статистический анализ данных ГРП 69
2.2.2. Осложнения в эксплуатации скважин, связанные с проведением ГРП... 74
Выводы по главе 2 78
Глава 3 . Совершенствование технологий ОПЗ скважин Хохряковской группы месторождений с полимиктовыми глинистыми коллекторами 80
3.1. Совершенствование технологий ОПЗ с использованием щелочных растворов 81
3.2. Совершенствование технологий ОПЗ с использованием кислот и растворителей 87
3.3. Совершенствование комплексных технологий ОПЗ 97
Выводы по главе 3 117
Глава 4 . Обобщение результатов применения комплексных технологий ОПЗ пласта на промыслах 119
4.1. Анализ данных применения комплексной технологии ОПЗ пласта на Самотлорском месторождении 121
4.2. Анализ данных применения комплексной технологии ОПЗ пласта на Хохряковской группе и Ван-Еганском месторождениях в 1999-2000 гг 123
4.3. Анализ данных применения комплексной технологии ОПЗ пласта с применением химических составов, гидроволнового воздействия с последующей очисткой ПЗП имплозионной установкой и освоением с помощью струйного насоса 133
4.3.1. Анализ данных применения комплексной технологии ОПЗ пласта в скважинах месторождений ООО «Лукойл-Западная Сибирь» в 2001 г 134
Выводы по главе 4 139
Основные выводы 140
Список использованных источников 142
- . Состояние разработки и эксплуатации Хохряковского месторождения
- Состояние разработки и эксплуатации Пермяковского месторождения
- Анализ применения гидравлического разрыва пласта
- Совершенствование технологий ОПЗ с использованием щелочных растворов
Введение к работе
Актуальность темы. Нижневартовский нефтегазоносный регион является одним из самых богатых в мире по запасам нефти и масштабам ее добычи. Актуальными задачами в нефтяной промышленности региона являются разработка и внедрение новых методов интенсификации процессов нефтегазодобычи. Это обусловлено ухудшением структуры запасов разрабатываемых месторождений по причине увеличения доли сложнопостроенных месторождений и трудноизвлекаемых запасов нефти в полимиктовых коллекторах с повышенным содержанием глин, а также увеличением доли нефти, характеризующейся повышенной вязкостью и с большим содержанием АСПО.
Литературный обзор исследований в области интенсификации добычи нефти показывает, что решению этой важной задачи посвящено немало научных разработок. Каждое направление имеет свои преимущества и недостатки. К последним можно отнести: сложность практической реализации предлагаемых решений и технологий, риск вызвать необратимые изменения в пласте и в окружающей среде, дефицит или высокую стоимость химических реагентов, экологическую опасность.
Разработка и эксплуатация месторождений Нижневартовского региона имеет свои особенности из-за пониженной нефтенасыщенности порового пространства, повышенного содержания глинистого материала в цементе, повышенной гидрофильности пород и содержания в составе нефтей значительного количества парафина и асфальтосмолистых веществ.
Практический опыт показывает, что в перечисленных выше условиях использование традиционных методов воздействия на пласт часто не дают ожидаемых результатов. Анализ промысловых данных, результаты геофизических и гидродинамических исследований показывают, что продуктивность скважин в процессе эксплуатации снижается, несмотря на проведение различных геолого-технологических мероприятий. Например, многократные кислотные обработки одних и тех же интервалов пласта с
высокой неоднородностью практически не эффективны. Пласт после таких обработок становится еще более неоднородным по проницаемости, в целом снижается его выработка. Поэтому уменьшаются объемы кислотных обработок, несмотря на меньшую трудоемкость по сравнению с гидроразрывом пласта (ГРП). Последний является одним из наиболее эффективных методов повышения производительности скважин, вскрывших низкопроницаемые и слабодренируемые коллекторы. В настоящее время усовершенствованы технологии ГРП и его успешность доведена до 96%. При этом дебит скважин увеличивается от 2 до 10 раз. Создается возможность использование ГРП не только как метода увеличения нефтеотдачи и интенсификации, но и как способа разработки месторождения. В то же время не редки случаи достаточно быстрого снижения эффективности ГРП в процессе эксплуатации скважин. Практика показывает, что успешность повторных ГРП снижается и после них создаются определенные осложнения при эксплуатации скважин. Для восстановления продуктивности скважин вновь необходимо проведение работ по обработке призабойной зоны пласта (ОПЗ).
В перечисленных условиях эксплуатации месторождений Западной Сибири и, прежде всего, Нижневартовского района, наиболее перспективным являются разработка и внедрение комплексных, комбинированных методов и технологий, сочетающих в себе физико-химическое, механически-химическое и гидро-механическое воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП). Данной теме и посвящены диссертационные исследования.
Цель работы. Разработка и совершенствование технологий интенсификации добычи нефти в полимиктовых коллекторах с повышенным содержанием глин.
Основные задачи исследований:
1. Анализ применяемых методов интенсификации добычи нефти на месторождениях Нижневартовского района на примере Хохряковской группы, эксплуатирующих юрские пласты,
2. Установление факторов, снижающих продуктивность пластов с
повышенным содержанием глин.
3. Обоснование методов и технологий воздействия на призабойную зону пласта для более полной разглинизации, очистки и максимального извлечения продуктов реакции.
4. Развитие комплексной технологии интенсификации добычи нефти с использованием многофункциональной забойной компоновки.
5. Анализ результатов ГРП в скважинах с юрскими пластами на Хохряковском месторождении. Испытание и внедрение комплексных технологий в скважинах, снизивших продуктивность пласта в процессе эксплуатации после ГРП.
Методы исследования. Поставленные задачи решались путем проведения лабораторных, экспериментальных исследований, анализа и обобщения известных исследований физико-химических процессов, происходящих в нефтеносном пласте, факторов, влияющих на проницаемость призабойной зоны пласта, анализа обширных промысловых данных в области интенсификации добычи нефти.
Основные результаты диссертационных исследований подтверждены практикой внедрения их на месторождениях Нижневартовского района.
Научная новизна работы.
1. Анализом промысловых данных установлены основные причины низкой эффективности различных методов и технологий интенсификации добычи нефти в скважинах Хохряковской группы месторождений. Установлены основные факторы, влияющие на эффективность ГРП и причины снижения дебита в процессе эксплуатации. Проведен статистический анализ, установлены корреляционные связи между геолого-технологическими параметрами и эффективностью ГРП. Получено уравнение линейной регрессии для определения прогнозного удельного дебита после ГРП.
2. Проведены лабораторные исследования характера и состава осадков, извлеченных с забоев скважин. Химическим анализом установлены минералогический и гранулометрический составы, растворимость их в
кислотных и щелочных растворах. На основе проведенных экспериментов обосновано применение химических составов и разработаны эффективные технологии воздействия на ПЗП.
3. Разработана и обоснована технология интенсификации добычи нефти на основе комплексного воздействия на призабойную зону пласта.
Защищаемые положения.
1. Основные факторы, влияющие на результаты применения различных методов интенсификации. Технология восстановления продуктивности при ее снижении в процессе эксплуатации скважин.
2. Результаты промысловых и лабораторных исследований отложений на забое скважин, в призабойной зоне, растворимость их химическими составами. Основные причины снижения продуктивности юрских пластов на месторождениях Нижневартовского района.
3. Обоснование применения химических составов и технология
проведения ОПЗ для восстановления продуктивности юрских пластов.
4. Комплексная многофункциональная технология интенсификации добычи нефти, основанная на химическом, гидроволновом воздействиях на пласт, имплозионной очистке и освоении циклическими депрессиями.
Практическая ценность и реализация работы на производстве.
Разработанные автором технологии ОПЗ внедрены и продолжают
внедряться на Хохряковском, Кошильском, Пермяковском, Ван-Еганском и
Самотлорском месторождениях, разрабатываемых ОАО «ТНК», и на #
месторождениях ООО «Лукойл-Западная Сибирь».
В результате реализации результатов диссертационных исследований обеспечена дополнительная добыча нефти: на Хохряковской группе месторождений - 8,1; Самотлорском - 6; Ван-Еганском - 17,6 тыс.т.; на месторождениях 000 «Лукойл-Западная Сибирь» - 2 тыс. т.
На 01.01.03 г. дополнительная добыча нефти составила 50 тыс. т. и экономический эффект 13 млн. рублей. Д Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы
докладывались и обсуждались на заседаниях технического совета НГДУ «Нижневартовскнефть», СП «Ваньеганнефть», ТІШ «Когалымнефтегаз», НГДУ «Самотлорнефть», региональной научно-технической конференции передовых методов интенсификации, г. Нижневартовск, 1998-99 гг.; научно-технических конференциях ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие», 1999-2001 г.г.; ОАО «Самотлорское нефтегазодобывающее предприятие», 2000 г.; на научно-техническом совете в «НижневартовскНИПИнефть», 2003 г.; на техническом совещании ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие», 2004 г.
Публикации результатов и личный вклад автора. По теме диссертации опубликовано 15 работ, в том числе 7 статей, 4 тезиса докладов на региональных конференциях, 2 патента на изобретение и два свидетельства на полезную модель.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и списка использованной литературы. Работа изложена на 147 страницах машинописного текста, включая 49 рисунков и 4 таблиц, 85 библиографических ссылок.
Автор выражает благодарность научному руководителю д.т.н., профессору Уметбаеву В.Г., д.т.н. Леонову В.А., к.т.н. Канзафарову Ф.Я,, работникам ОАО «ННП», «НижневартовскНИПИнефть» и ОАО НПФ «Геофизика» за помощь в подготовке диссертационной работы.
. Состояние разработки и эксплуатации Хохряковского месторождения
Некоторые показатели разработки и эксплуатации Хохряковского месторождения по состоянию на 01.01.04 г. приведены в таблице 1.1. Видно, что скважины в основном (74%) эксплуатируются ЭЦН. Фонд бездействующих добывающих скважин составляет 25%, нагнетательных скважин около 17%. Средний дебит добывающих нефтяных скважин 30 т/сут, в том числе оборудованных ЭЦН - 40, ШГН - 10 т/сут. Средняя обводненность добываемой продукции 36,7%. 1. - Основные показатели разработки Хохряковской группы месторождений на 01.?; 04г.
С начала разработки компенсация отбора жидкости закачкой составляет 130%, то есть месторождение на первый взгляд разрабатывается с достаточной системой заводнения, но имеются зоны, где нет влияния с начала эксплуатации скважин. Действующий фонд добывающих скважин в количестве 374 единиц по дебитам нефти распределяется следующим образом: 0-10 т/сут - 96 скважин со средним дебитом 3,4 т/сут (25,7% от фонда); 10-20 т/сут - 78 скважин со средним дебитом 14 т/сут (20,9 %); 20-50 т/сут - 141 скважина со средним дебитом 31,4 т/сут (37,6 %); 50-100 т/сут - 56 скважин со средним дебитом 65,3 т/сут (15 %); более 100 т/сут - 3 скважины со средним дебитом 117,3 т/сут (0,8%). Действующий фонд по обводненности распределяется следующим образом: 0-20% - 115 скважин (30,8% от фонда). Более 90% - 30 скважин (8,0%). Средний дебит по нефти в 2003 г. составил 30 т/сут. Соответственно дебит жидкости - 47,5 т/сут, обводненность продукции - 36,7 %. Фактический объем добычи нефти за 2003 г. составил 3500,6 тыс.т, что на 257,2 тыс.т выше объема добычи 2002 г. (рисунок 1.2). Основными факторами увеличения уровня добычи нефти являются проведение ГРП и оптимизации режимов добывающих скважин, а также -системы нагнетания. По состоянию на 01.01.2004 г. бездействующий фонд добывающих скважин составляет 125 единиц (с общим ожидаемым дебитом нефти 597 т/сут). Наличие большого количества бездействующих добывающих скважин связано с отсутствием надежных технологий для проведения ОПЗ, РИР и ликвидации аварий, а также сложностью геологического строения в зонах расположения малодебитных нерентабельных скважин. Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин на начало 2004 г. составляет 221 ед. По 12 скважинам, работающим с приемистостью менее 50 м3/сут, необходимо проведение ОПЗ.
Действ фоазсдоо. ШШ Действ, фонд вагв ф Добмчз жмдкостя, тыел Ф -Добыла нефти, тыс, т - О ккачка воды; тыс. мЗ " Обводненность, % Рисунок L2 - Динамика основных показателей с начала разработки Хохряковского месторождения В течение 2003 г, был выполнен следующий основной объем ГТМ: - по 64 скважинам переходящего фонда проведены операции ГРП. с дополнительной добычей нефти 325Д тысд\ и приростом нефти 25,5 т/сут; - оптимизация режимов работы в 5 В добывающих, скважинах с дополнительной добычей нефти; 171,6 тыел\ и приростом нефти 1.5,2 т/сут; - ввод из бездействующего фонда без воздействия на пласт 38 скважин с догтлнителъной добычей нефти 42,3 тысл\ и приростом дебита нефти 9,2 т/сут; - ввод под нагнетание - 34 скважины. Для; улучшения текущего состояния разработки месторождений и более рационального использования фонда скважин необходимо решить вопросы: 1, Определить надежные технологии проведення ОПЗ (в основном:, в скважинах после ГРП) и РИР (по ликвидации кегерметичвости и заколонных перетоков } 2, Решить вопрос по проведению МУН путем выравнивания профиля приемистости на опытных участках. 3. Внедрить передовые технологии по ликвидации сложных аварий с последующим проведением ОПЗ. 1.2. Кошильское месторождение Продуктивный горизонт Ю Ї Кошильского месторождения стратиграфически приурочен к васюганской свите и представлен неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Общая его толщина колеблется от 40 до 50 м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 3,4 м (скв. 403) до 36,8 м (скв. 492), среднее значение открытой пористости - 14-15%, проницаемости - 16- 10" мкм , нефтенасыщенности - 55-58%. Абсолютные отметки кровли продуктивного пласте Юі составляют от 2313,0 м до 2344,0 м. Тип залежи - пластовый, тектонически экранированный [58]. На рисунке 1.3 представлен геологический разрез месторождения. Промышленная нефтеносность выявлена в верхне-юрских отложениях васюганской свиты — горизонте ЮВь в составе которого выделено три пласта (сверху вниз): ЮВД ЮВ]2 и ЮВі3, основной из которых - пласт ЮВ]2. Пласт ЮВ]3 - водоносный по всей площади месторождения. Основным эксплуатационным объектом Кошильского месторождения является горизонт ЮВ і, характеризующийся сложным геологическим строением, обусловленным тектонической нарушенностью залежи, низкими ФЕС. Пласт крайне неоднороден по разрезу, проницаемость пропластков меняется от единиц до 16- 10 мкм . Такие условия не способствуют рациональной выработке запасов нефти и достижению максимального нефтеизвлечения. Для более полной выработки извлекаемых запасов и увеличения охвата залежи заводнением как по площади, так и по разрезу, необходимо проведение мероприятий по выравниванию профиля приемистости и ограничению закачки в нагнетательных скважинах с соблюдением утвержденных величин репрессии на пласт и приемистости [76]. ft Пласт ЮВі1 представлен неравномерным чередованием по разрезу песчаников, алевролитов и аргиллитов. Породы-коллекторы относятся к поровому типу. По вещественному составу песчаники и алевролиты пласта ЮВ]1 относятся к классу аркозовых с высоким содержанием обломков горных пород (10-20%) и с приблизительно равным содержанием кварца (35-55%) и полевых шпатов (30-35%). Коэффициент песчанистости изменяется по площади от 0,1 до 0,75, в среднем 0,33. Пласт ЮВі характеризуется как более выдержанный и однородный. Более 90% площади его распространения занимают песчано-алевритовые породы с Кпесч, 0,75 и выше, и менее 10 % - песчано-алевритовые породы глинистые с КПесч. = 0,50-Ю,75 [58]. Цемент смешанный пленочно-поровый, карбонатно-глинистого состава. Глинистый цемент представлен каолинитом 59%, хлоритом 23%, гидрослюдой 16%о. Карбонатная составляющая представлена сидеритом (2%). Нефть Кошильского месторождения легкая (плотность при пластовой температуре 80С 771 кг/м3), маловязкая (1,25 мПа с), малосмолистая (5,9%), малосернистая (0,5%), парафинистая (1,9%).
Состояние разработки и эксплуатации Пермяковского месторождения
Показатели разработки и эксплуатации Пермяковского месторождения по состоянию на 01.01.04 г. приведены в таблице 1.2. Видно, что скважины в основном (85%) эксплуатируются ЭЦН, остальные - ШГН. Фонд бездействующих добывающих скважин составляет 25%, нагнетательных скважин около 17%. Средний дебит добывающих нефтяных скважин 26 т/сут, в том числе оборудованных ЭЦН - 30, ШГН - 8 т/сут. Средняя обводненность добываемой продукции 43%. С начала разработки компенсация отбора жидкости закачкой составляет 160%, то есть месторождение разрабатывается с применением заводнения достаточно интенсивно, но нет равномерности по распределению по площади. Действующий фонд добывающих скважин в количестве 84 единиц по дебитам нефти распределяется следующим образом: 0-10 т/сут - 31 скважина со средним дебитом 4,0 т/сут (37,0% от фонда); 10-20 т/сут - 20 скважин со средним дебитом 12,8 т/сут (24,0%); 20-50 т/сут - 17 скважин со средним дебитом 33,5 т/сут (20,0%); более 50 т/сут - 16 скважин со средним дебитом 67,4 т/сут (19,0%). Распределение действующего фонда по обводненности следующее: 0-20% - 35 скважин (42 %); свыше 90 % - 8 скважин (10 %). Эксплуатационный фонд добывающих скважин на начало 2004 г. составляет 158 скважин. Средний дебит действующих скважин по нефти в 2003 г. составил 26 т/сут. Соответственно дебит жидкости - 50 т/сут и обводненность продукции - 43%, причем по сравнению с 2002 г. обводненность снизилась на 9%. Фактический объем добычи нефти за 2003 г. составил 769,1 тыс.т, что на 160,4 тыс.т выше объема добычи 2002 г. (26,4% от добычи 2002 г.) (рисунок 1.6). Основными факторами, повлиявшими на увеличение уровня добычи нефти, являются проведение работ по ГРТЇ, а также оптимизация режимов добывающих скважин и регулирование системы заводнения. По состоянию на 01.01..2004 г, неработающий бездействующий фонд добывающих скважин составляет 74 единиц (с общим ожидаемым дебитом нефти 212 т/еут). Наличие большого количества бездействующих добывающих скважин связано с отсутствием надежных технологии для проведения ОГВ, РИР и ликвидации аварий, а также сложностью геологического строения в зонах расположения малодебитных нерентабельных скважин. Общий фонд нагнетательных скважин 54 ед. Отношение действующего фонда нагнетательных скважин к действующим добывающим равно 1 ;2,7, По 4 скважинам, работающим с приемм.отостью менее 50 M Vcyr, необходимо проведение ОПЗ. Бездействующий фонд нагнетательных, скважин составляет 17 ед. В течение 2003 х\ был выполнен следующий объем ГТМ; - ввод из бурения: в эксплуатацию --- 7 скважин с дополнительной добычей нефти 85,5 тыс.т. и приростом дебита нефти 51А т/сут; - по 8 скважинам переходящего фонда проведены ГРП с дополнительной добычей нефти 18,9 тыс.т. и приростом дебита нефти 18,1 т/сут; - оптимизация режимов работы добывающих скважин - 11 операций с дополнительной добычей нефти 33,6 тыс.т. и приростом дебита нефти 17,1 т/сут; - ввод из бездействующего фонда - 5 скважин с дополнительной добычей нефти 2 тыс.т. и приростом дебита нефти 3 т/сут; - ввод под нагнетание - 5 скважин. Для улучшения текущего состояния разработки месторождения и более рационального использования фонда нефтяных и нагнетательных скважин необходимо решить следующие вопросы: 1. Определить надежные технологии на проведение ОПЗ (в основном в скважинах после ГРП) и РИР (по ликвидации негерметичности и заколонных перетоков). 2. Продолжить проводить регулирование закачки путем нестационарного заводнения. 3. Внедрить передовые технологии по ликвидации сложных аварий с последующим проведением ОПЗ. 1.4. Ван-Еганское месторождение Ван-Еганское нефтегазоконденсатное месторождение отличается чрезвычайной насыщенностью продуктивными пластами практически всего осадочного разреза от сеноманских пластов покурской свиты (ПК]_2) до базальных слоев нижней юры (ЮВі 2). Общая толщина продуктивной части разреза около 2200 м. Выявлено около 90 залежей в 50 нефтяных и нефтегазовых и 5 газовых пластах. Основные запасы нефти связаны с пластами покурской, вартовской и мегионской свит (группы ПК, АВ и БВ), а также васюганской свиты верхней юры (ЮВі); ПКі_2ь AB g, БВо-2і3 ЮВі " 5ЮВ2 и ЮВ]2. Преобладающий тип залежей - пластовый сводовый, тип коллектора -поровый. Нефти легкие, маловязкие с высоким газонасыщением [78]. Литолого-стратиграфический разрез Ван-Еганского месторождения типичен для Нижневартовского района и представлен мощной (более 3000 м) толщей терригенных пород мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, залегающих на размытой поверхности доюрского (палеозойского) фундамента. Выше залегают песчано-глинистые отложения юрского возраста (тюменская, васюганская, георгиевская и баженовская свиты). К васюганской свите приурочен продуктивный горизонт ЮВ 1. Меловая система представлена отложениями мегионской, вартовской, алымской, покурской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит. К отложениям мегионской свиты приурочены ачимовская толща (пласты БВ16-21), а также пласты БВ8-БВ11. К вартовской свите принадлежат продуктивные пласты БВ2 - БВ7 и АВ2-АВ7. Алымская свита включает продуктивный пласт АВІЗ покурские пласты ПК1-ПК21. Выше меловых залегают глинисто-песчаные отложения полеиоцена и завершают разрез четвертичные отложения, залегающие на размытой поверхности олигоцена. Геологический разрез по группе пластов ПК показан на рисунке 1.7. Продуктивный горизонт ЮВ] в целом выдержан по площади, в его разрезе выделяются два продуктивных пласта: ЮВ/ и ЮВі2. Общая толщина горизонта изменяется в пределах 26-36 м.
Анализ применения гидравлического разрыва пласта
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее эффективных методов повышения производительности скважин, вскрывающих низкопроницаемые, слабодренируемые коллекторы. Практика применения ГРП показывает, что его эффективность неодинаково проявляется в работе отдельных скважин. Поэтому необходимо рассматривать не только прирост дебита каждой скважины вследствие гидроразрыва, но и энергетические возможности объекта, влияние интерференции скважин, неоднородность пласта, длину и раскрытость трещин уже на стадии планирования ГРП [36].
Промысловый опыт показывает, увеличение дебитов скважин после ГРП в несколько раз в недренируемых зонах пласта. Если скважина находится в активно-дренируемой зоне высокопроницаемого коллектора, то происходит интенсивное падение её дебита и снижение дебитов окружающих скважин. ГРП проводят для расширения и углубления естественных и образования искусственных трещин путем создания высоких давлений на забоях скважин закачкой в пласт специальных жидкостей при больших расходах. Для предотвращения смыкания образующихся трещин их заполняют наполнителем (песком, проппантом), который вводят вместе с жидкостью - песконосителем [37]. Технология ГРП планируется, в первую очередь, с учетом механизма возникновения и распространения трещин, что позволяет прогнозировать их геометрию и оптимизировать параметры. В течение многих лет разрабатывались различные модели для определения соотношения между темпом закачивания жидкости разрыва, режимом фильтрации, размерами трещины (ширина и длина) и общим объемом жидкости, закачиваемой в пласт. В настоящее время в промысловой практике распространение получили псевдотрехмерные модели, представляющие собой совокупность двух известных двумерных моделей, описывающих рост трещины и течение жидкости в ней в двух взаимно перпендикулярных направлениях [28]. На Хохряковском месторождении для расчетов ГРП применяется вторая модель. Эффективность ГРП определяется влиянием комплекса факторов: - геологических (эффективная и общая толщина пласта, проницаемость, расчлененность, неоднородность коллекторов по площади и разрезу, упругие свойства пласта, размеры непроницаемых экранов); - технологических (объем и вязкость жидкости разрыва, скорости нагнетания, общая масса и концентрация проппанта); - состояние разработки (близость контура нагнетания, состояние пластового давления, состояние выработки запасов на участке проведения ГРП). Поэтому для успешной разработки низкопродуктивных и неоднородных объектов необходим научно-обоснованный подход к выбору скважин под 5g проведение ГРП, учитывающий все многообразие факторов, влияющих на эффективность обработки [51]. На Хохряковской группе месторождений ГРП осуществлялся до 2002 г. — объемом проппанта - до 10 т на скважину, гель на нефтяной и водной основе вязкостью от 150 до 190 сПз, объем жидкости в среднем 70-80 м3, полудлина создаваемой трещины достигала 30 м, ширина - до 3,5 мм; с 2002 г, -большеобъемные ГРП с объемом проппанта - 25-65 т на скважину, полудлина трещины-30-60 м, ширина-5-10 мм. На Хохряковском месторождении ГРП начали проводить с 1995 г. и по 2002 г. их осуществлено 496 ед. (таблица 2.4). Широкомасштабное внедрение ГРП обеспечило почти двукратное увеличение среднего дебита нефти. В 2002 г. ГРП проводились 4-мя подрядными фирмами. Распределение их по скважинам Хохряковского месторождения приведено на рисунке 2.4 и таблице 2.5. Из таблицы видно, что подавляющее большинство ГРП проведено фирмой «МеКаМинефть». При этом достигнут значительный эффект. Наивысший начальный прирост дебита нефти получен фирмой «Шлюмберже» (37,7 т/сут), но ГРП выполнены лишь в 4-х скважинах при закачке проппанта свыше 60 т. Близкие показатели имеет фирма «Катобнефть». Наименьший прирост дебита нефти получен фирмой «Халибуртон». Из таблицы также видно, что закачка проппанта в большом количестве при одинаковых геолого-промысловых условиях не совсем оправдывается. Как видно из таблицы 2.4, в 37 скважинах проводились повторные ГРП по причинам снижения или окончания эффекта. Из них первичные ГРП были проведены в 1996-1998 гг. (18 скв.) и 1999-2001 гг. (19 скв.). "аблица 2,4 - Распределение ГРП по годам 1 Количество ГРП ] Год ! Всего в том числе повторных в скв. из бурения] ШеКаМивефть ШХалибуртои ОКатобьнзфть ШШлюмберже \ Рисунок 2.4 - Распределение выполненных ГРП в 2002 г. Таблица 2,5 Количество выполненных ГРП Е 2002 г. подрядными организациями Наименование «МеКаЙииефть» «Шлн мберзке» Кятобь«ефт .? «Халибуртон» Скважины 49 4 2 20 Пластовое давяеяде МП а IS 24_ 11 38 19-22 62 .з _43 z 24 І 9,5 Прогшант. т Ширина трещины, мм Ноягддина трелшны, м _43 6,,95 63 2020 1 Тип пройпанта Прирост, т/сут 16/30+12/20. 3 „ 16/30 37,7 j. 16/30 37,5 16/30-М 6/20 26.3 Успешность ГРП за 2002 г. составила 96%, средний дебит жидкости и нефти увеличились соответственно на 17,6 и 8,8 т/сут. За счет проведения 75 ГРП в 2002 г. дополнительно добыто 254,6 тыс. т нефти или 7,8% от общей годовой добычи ее. Отдельно были проанализированы данные 25 ГРП, которые проводились впервые, и 45 повторных ГРП за год эксплуатации. По первой группе скважин средние дебит жидкости и нефти увеличились соответственно с 13 и 10,5 т/сут до 53 и 25 т/сут; по второй - до 44 и 25 т/сут. Как видно, эффективность повторных ГРП, расчитанная по успешным скважинам, сопоставима с эффективностью ГРП, проводимых впервые. Анализ показывает, что все повторные ГРП попадают в группу скважин, в которых средний прирост дебита жидкости после первого ГРП менее 8 т/сут. Поэтому можно предположить, что эффективность повторных ГРП в значительной степени зависит от геологических факторов (эффективная нефтенасыщенная толщина, проницаемость и анизотропность). Вероятность эффективного проведения ГРП при тех же технологических параметрах (объем проппанта, размеры трещины) не высока в скважинах, в которых после первичного ГРП получены приросты дебита жидкости менее 8-10 т/сут. В целом результаты ГРП, выполненых в 2002 г. (объем проппанта увеличен до 25-65 т), подтверждают возможность повышения эффективности как первичных, так и повторных ГРП. Эффект увеличения дебитов на анализируемой группе сохраняется более года и далее идет падение приростов (рисунок 2.5) и зависимость прироста от объема проппанта (рисунок 2.6)
Совершенствование технологий ОПЗ с использованием щелочных растворов
В процессе бурения скважин происходит поглощение промывочной жидкости, что является причиной кольматации порового пространства прискважиннои зоны коллоидно-дисперсными частицами, приводящей к снижению продуктивности скважин [69]. В зависимости от физико-химических свойств промывочной жидкости и литолого-фациального состава пород проникновение кольматирующих частиц в пласт может происходить на различную глубину. Степень кольматации пород в пределах разреза также может быть различной.
Лабораторные исследования показывают, что в общем случае минералогический состав загрязняющих пласт образований может быть представлен монтмориллонитовыми, гидрослюдистыми, каолинитовыми группами и их различными сочетаниями [65, 69]. Наиболее крупные частицы кольматирующих отложений при вскрытии продуктивных пластов задерживаются на стенке скважины, образуя глинистую корку. Мелкие же частицы проникают в пласт и задерживаются на поверхности пор коллектора в прискважиннои зоне. Мелкие глинистые частицы могут находиться в двух различных состояниях: в виде кольматирующей среды, необратимо изменяющей физические свойства коллектора, или в виде суспензии, свободно циркулирующей по внутрипоровому пространству. По мере снижения фильтрации происходит переход глинистых частиц из суспензии в кольматирующую среду.
По результатам многочисленных лабораторных исследований по оценке размеров зоны кольматации кернового материала твердой фазой промывочной жидкости установлено, что глубина проникновения твердой фазы промывочной жидкости в песчаные породы изменяется от 0.2 до 3 м [59, 2, 4, 5].
Ухудшение фазовой проницаемости для нефти в призабойной зоне происходит также в связи с фильтрацией двух несмешивающихся жидкостей в пористой среде при попадании в пласт воды или фильтрата бурового раствора. Работами Г.А. Бабаляна и М. Маскета [13] показано, что фазовая проницаемость для нефти зависит от объемного соотношения воды и нефти, и тем она меньше, чем больше водонасыщенность пористой среды. Фазовая проницаемость для нефти и воды при прочих равных условиях зависит также от физико-химических свойств воды и нефти, насыщающих коллектор [50].
Одной из основных причин уменьшения проницаемости призабойной зоны пласта при попадании в нее воды В.А. Амиян, Г.А. Бабалян и Г.Т. Овнатанов [52] считают образование в поровом пространстве устойчивых эмульсий типа "вода в нефти".
В процессе эксплуатации добывающих скважин в околоскважинной зоне происходят изменения термобарических и гидродинамических условий, что приводит к смещению равновесного состояния компонентов углеводородов. За счет этого в прискважинной зоне и подземном оборудовании происходит выпадение отложений парафина, асфальтенов и смолистых веществ, причем интенсивность выпадения такого рода отложений определяется их исходным содержанием в нефти, термобарическими условиями пласта и динамикой отбора нефти. Все эти факторы способствуют снижению продуктивности добывающей скважины.
С целью восстановления проницаемости прискважинной зоны пласта разработаны различные декольматирующие составы, которые можно разделить на два типа. Первый тип такого состава направлен на растворение составляющих глины. Второй тип декольматирующего состава направлен на разрушение глины и перевод ее в коллоидный раствор, который затем легко выносится из призабойной зоны пласта. Механизм действия декольматирующих составов второго типа заключается в следующем: взаимодействие декольматирующего состава с глинистыми образованиями, удаление кольматирующих веществ с поверхности породы, перевод их в объем декольматирующей системы, удержание частиц кольматирующего вещества во взвешенном состоянии для предупреждения вторичного осаждения на поверхности пористой среды и удаление из ПЗП [65]. Известно [2,5,65], что щелочь способствует интенсивному набуханию глины, вплоть до материального разобщения отдельных частиц. Также известно, что поверхностно-активные вещества (ПАВ), растворенные в воде, адсорбируясь на поверхности разобщенных частиц, осуществляют дальнейшее разрушение агрегатов за счет процесса пептизации, в результате чего осадок переходит в состояние мелкодисперсной суспензии [5,65]. Адсорбция ПАВ способствует образованию на поверхности частиц довольно прочной адсорбционно-сольватной пленки, препятствующей слипанию частиц. Таким образом, частицы, переходящие в объем декольматирующей системы, достаточно легко могут быть удалены из ПЗП при освоении скважин.
Вышеизложенное послужило основанием для поиска декольматирующего состава на основе щелочных реагентов и ПАВ. При воздействии щелочных составов на глинистые составляющие пласта увеличивается коэффициент щелочности за счет ионообменной адсорбции катионов Na+, К+, NH+ и др. вместо ионов щелочноземельных металлов (Са" , Mg++, Ва ), что обусловливает развитие гидратных слоев вокруг глинистых частиц и приводит к их диспергированию.
Поверхностный слой глинистых частиц покрывается гелем кремниевой кислоты и гидроксидом алюминия [65]. Глинистые частицы пласта -природные алюмосиликаты, группа силикатов, в которых часть ионов (Si02") замещена ионами (АЮ5). Возникшие при замещении избыточные отрицательные заряды компенсируются обычно катионами щелочных и щелочноземельных металлов. Алюмосиликаты (каолинит, слюды и т.д.) взаимодействуют с расплавами карбонатов щелочных металлов и разлагаются. Силикаты кальция (метасиликат, пиросиликат, ортосиликат, трёхкальциевый силикат) с водой образуют гидросиликаты (гидролит, тоберморит, ксинотлит), которые разлагаются растворами соды и поташа [65].
Кремниевые кислоты в пересыщенных водных растворах образуют золи, при рН 5 переходят в гели, а при обезвоживании их выпадает сухой остаток диоксида кремния - Si02- Последний растворим в щелочных растворах, имеет большое число кристаллических модификаций (кварц, тридимит, кристобалит и др.). У кварца, тридимита и кристобалита, при определенных температурах, наблюдаются фазовые переходы, протекающие с большой скоростью и не сопровождающиеся изменением характера связей тетраэдров (БЮД из которых построены все кристаллические формы кремнезема [65].
На основании выше изложенного может быть построена следующая схема разглинизации продуктивных пластов: обработка призабойной зоны пласта растворителями глин, гидроксидами, сульфатами или карбонатами щелочных металлов (сода, поташ, едкие щелочи, щелочные стоки, сульфат-содовая смесь и пр.); перевод химических осадков силиката кальция и геля кремниевой и полимерной кислот в водорастворимое состояние за счет обменных ионов калия, аммония или натрия; использование в качестве рабочего агента при освоении скважин со струйными насосами (УЭОС; УГИС и т. д.) органического растворителя (нефть), водных составов с добавкой ПАВ, разглинизаторов - гидросульфата натрия. В качестве реагента-разглинизатора (первоначально для глушения скважин) институтом ВНИИКРнефть совместно с Нижневартовским нефтедобывающим предприятием (ННП) был предложен карбонат калия К2С03 (поташ) [10]; вместо последнего может использоваться также кальцинированная сода 5 -10%-ной концентрации, обеспечивающие: нейтрализацию кислых компонентов смол (нафтеновые кислоты) высоковязкой нефти и перевод их в природные ПАВ; образование углекислого газа при взаимодействии с кислыми компонентами нефти, что способствует разжижению вязкой нефти и т.д.
