WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 9 |

Представленные вразделе результаты указывают наособенности разработки недонасыщенных нефтьюзалежей нефти: отсутствие безводногопериодаэксплуатации, быстрое нарастаниеобводненности и значительная доля воды внакопленных отборах жидкости, более низкийКИН. Показатели разработки таких залежейсоответствуют показателям разработкиконтактных водонефтяных зон(ВНЗ), которыетрадиционно относятся к залежам струдноизвлекаемыми запасами нефти. Для повышенияэффективности разработки залежей снедонасыщенными нефтью коллектораминеобходимо применение физико-химических методовувеличения нефтеотдачи (МУН).

В главе изложены модельные подходыдля определения эффективностифизико-химического воздействия нанедонасыщеные нефтью коллекторы. Рассматриваютсядва вида технологий. Один из них предусматривает изменениефазовых проницаемостей пластовых флюидов(например закачка поверхностно-активных агентов).Второй вид технологий приводит к избирательномуувеличению фильтрационного сопротивлениядвижению жидкости в областях коллектора сповышенной водонасыщенностью.

Рассмотрим особенности примененияактивных агентов, изменяющихотносительные фазовые проницаемости (ОФП)пластовых флюидов, на недонасыщенныенефтью коллекторы. Предположим, чторазработка пласта начинается при закачке впласт воды как вытесняющего агента. Пустьпо достижению некоторого «стартового»значения обводненности начинается закачкаактивного агента с концентрацией C0. В областиколлектора, где концентрация активногоагента превышает предельное значение,происходит изменение фазовыхпроницаемостей. Закачка агентапродолжается в течение некоторого временив объеме, измеряемом объемом поровогопространства коллектора, затемпрекращается, и дальше закачивается тольковода. На рисунке 5 представлены полядавления и водонасыщенности к моментуначала закачки активного агента. Хорошовидно неравномерное продвижение фронтавытеснения нефти водой. При достиженииобводненности 80 % начинается закачкаактивного агента, снижающего долюостаточной нефти в коллекторе.

Рисунок 5 Поля давления(изолинии) и водонасыщенности (цвет) кмоменту начала закачки активного агента
(обводненность продукциискважины – 80%)

На рисунке 6 приведенадинамика полей давления и насыщенности, атакже поля концентрации активногоагента.

Рисунок 6 Динамика полейдавления и насыщенности
после воздействия на коллекторактивного агента

Как видно на рисунке 6, применениеПАВ в качестве активного агента приводит кснижению остаточной нефтенасыщенности вобласти повышенных значений концентрацииПАВ. При этом перед фронтом воды,закачиваемой после закачки ПАВ,формируются области повышеннойнефтенасыщенности (своего рода аналогвторичного нефтенасыщения). При этомнеоднородность распределениянефтенасыщенности существенно возрастает.Несмотря на то, что применение активногоагента увеличивает конечный КИН, о чембудет сказано ниже, тем не менее, повышениеэффективности нефтевытеснениянаблюдается только в высокопроницаемойобласти коллектора, т.к. активный агент непопадает в достаточном количестве внизкопроницаемые области коллектора.

Изменение показателей разработки врезультате физико-химического воздействияпредставлено на рисунке 7.

Рисунок 7 Динамика текущихпоказателей разработки
дляварианта с применением ПАВ (0,01 общегообъема пор модели, стартовая обводненность– 0,8 д.ед.)

Исследования зависимости КИН отусловий применения физико-химических МУН,направленных на изменение ОФП пластовыхфлюидов, показало следующее. Эффективностьданного вида МУН ограничивается областьювысокопроницаемых зон коллектора, и онатем выше, чем больше закачиваетсяактивного агента. При этом выявлено, чточем менее выработан пласт до применения МУН (ниже«стартовая обводненность»), тем выше конечный КИН,достигаемый при закачке активного агента(рисунок 8).

Рисунок 8 Зависимость КИН отобъемов закачиваемого
активного агента и «стартовой»обводненности
добываемойпродукции

Согласно полученнымрезультатам, максимальный эффект (КИН)достигается при закачке наибольшихобъемов активного агента. При этомкоэффициент нефтеотдачи тем выше, чемменьше выработка высокопроницаемогопласта. Однако, с другой стороны, условием,налагающим ограничение на объемы закачкиактивного агента, является экономическийкритерий, определяемый стоимостьюреагентов и сопутствующих работ.

Ниже приводится порядокопределения оптимальных (с точки зренияэкономических показателей) объемовзакачиваемого активного агента.

Рассмотрим послойнонеоднородный пласт, состоящий извысокопроницаемых и низкопроницаемыхпропластков. Согласно полученнымрезультатам, технологии с изменениемфазовых проницаемостей пластовых флюидоввоздействуют в основном навысокопроницаемые пропластки. Очевидно,что объем закачиваемогоагента определяется как требуемойтехнологической эффективностьюпроводимого геолого-техническогомероприятия, так и экономическимипоказателями, характеризующимирентабельность данного мероприятия.

Объем дополнительнодобытой нефти есть функция от объемазакачиваемого агента. Кроме того,применение технологии приводит кизменению объемов попутно добываемой воды.При определении оптимальных параметровтехнологии (с точки зрения экономическихпоказателей) необходимо учесть какувеличение объемов реализации продукции,изменение затрат на добычу попутной воды,так и увеличение расходов на реализациютехнологии (закачиваемого агента).

Таким образом,экономический показатель – накопленный чистыйдисконтированный доход предприятия (– НЧДД) зарассматриваемый период времени – является функцией отзакачиваемых объемов агента. Максимум этойвеличины соответствует оптимальнымпараметрам реализуемой технологии.

Рассмотрим порядокрасчетов оптимальных параметровприменения технологии на примеремодельного пласта. Согласно приведенным вработе расчетам, применение активногоагента в различных объемах приводит кувеличению КИН, а значит и извлекаемыхзапасов нефти. Перейдем от безразмерныхвеличин к размерным. Для модели пластаприрост извлекаемых запасов нефти вабсолютных единицах в зависимости отобъема нагнетаемого активного агентапредставлен на рисунке 9.

Рисунок 9 Зависимостьприроста начальных извлекаемых запасов иНЧДД от объемов закачиваемого активногоагента

По рассчитаннымдинамикам добычи нефти и воды определяютсятехнико-экономические показателиразработки и НЧДД за период эффективностимероприятия. Для условий хозяйственнойдеятельности НГДУ «Суторминскнефть» в 2007г. была построена зависимость НЧДД отпараметров технологии – объемов закачкиактивного агента (рисунок 9) и определеныоптимальные значения.

В третьей главе рассмотрены результатыэкспериментальных исследований материала,загрязняющего забой и ПЗП. Длявосстановления и повышения продуктивностискважин проводятся ОПЗ пласта, 60 % которыхосуществляются с применениемкислот.

Увязка результатовобработок с прямыми данными геологическойхарактеристики коллекторов оказаласьбезуспешной, так как для каждой конкретнойскважины объем необходимой информациинедостаточен.

Используястатистические данные обработок ПЗП,рассматривалась связь между эффективнойперфорированной толщиной обрабатываемогообъекта и относительной амплитудойПС. Практически по большинствуместорождений при ПС менее 0,6 обработкибыли неэффективны. Эффективность их пообъектам возрастает с увеличениемамплитуды до 1,0. Влияние эффективнойтолщины на результаты обработок менеехарактерно, хотя в целом отмечается ростчисла успешных обработок при ееувеличении, особенно выше 1,5…2,0 м. Дляскважин с ПС от 0,75 до 1,00эффективность обработок снижается сростом начальных дебитов. Такая жезависимость наблюдается и внагнетательных скважинах.

Указано, что большуюэффективность кислотных обработокследовало быожидать при повышенном содержании глин икарбонатности, тоесть при ПСравном 0,63…0,65. Врезультате кислотных обработок происходит в основномвосстановление проницаемости ПЗП доестественного значения, то есть очистка призабойной зоныот загрязняющих ее продуктов.

Согласномногочисленным исследованиям, результатыОПЗ зависят от литологоминералогическогосостава пород, слагающих продуктивныепласты, технического состояния скважин,правильности выбора и проведениятехнологических операций и ряда другихфакторов.

Для выявления причиннизкой эффективности ОПЗ и установленияпричин уменьшения дебитов добывающихскважин проанализированы большой объемпромыслового материала и результатыисследований.

При анализе результатовпоинтервальных исследований состава иплотности жидкости по стволу работающихскважин, кроме воды,обнаружено значительное количествомеханических примесей. Этосвидетельствует о наличии на забое и встволе скважины застойной воды ивзвешенных частиц, высота столба которыхдостигает 500…600 м и более. При проведенииОПЗ без предварительной тщательнойпромывки данная пульпа закачивается впризабойную зону, продавливается в глубьпласта обрабатываемым составом и снижаетпродуктивность скважины. Описаны приемыисследования наличия мехпримесей путемотбора проб на устьях скважин, добывающихбезводную и обводненную нефть, порезультатам которых устанавливалисьмеханизм загрязнения, его количественные икачественные характеристики.

Анализ проб жидкости,отобранных при промывке скважин, показал, что при промывке отмечено наличие назабое скважин столба глинисто-песчаныхпробок высотой 25…30 м, часто перекрывающихинтервал перфорации. Недоход труб припромывке скважин до искусственного забоянаблюдается в 40…50 % скважин.

В пробах забойныхотложений определялся гранулометрическийсостав, производился минералогическийанализ фракций от 2,0 до 0,1 мм, определялисьсодержание углеводородов, растворимость вкислотных составах. В отработанныхкислотных растворах определялосьсодержание суммы оксидов железа иалюминия, ионов кальция, магния,сульфатов.

Пробы, отобранные припромывке, содержат меньшее количествокрупных фракций, однако проба, отобраннаянепосредственно с забоя, содержит свыше 60 %мелких (размером менее 0,1 мм) частиц,способных к самоуплотнению.

Сравнениеминералогического состава крупных фракцийотложений и керна позволяет сделатьследующий вывод. Кварцевые зерна песчаникаиз продуктивного пласта и силикатыотложений существенно различны: кварцевыезерна пласта (фракция 0,25…0,50 мм)представляют собой главным образомобломки мелких агрегатов и щеток.Отложения кварца представлены частичноматериалом пласта – 40…50 %, остальное – привнесенныйматериал: окатанные зерна кварца с матовойповерхностью и остроугольные обломкикварца, аналогичные обнаруженным вбентонитовой глине, цементе, барите,нерастворимом осадке растворов хлористогонатрия, применяемых в качестве жидкостиглушения. Результаты исследованийсвидетельствуют о значительном содержанииуглеводородов в исследуемых пробахотложений.

Дальнейший анализэкспериментов показал, что порастворимости и составу фильтрата кернпродуктивного горизонта не может являтьсяосновной составляющей частью отложений назабое скважин.

Исследование растворимостизабойных отложений в кислотных составах.Растворимость породы пластакак в солянокислотном растворе, так и вглинокислоте в несколько раз нижерастворимости отложений, поднятых с забояскважины. Содержание оксидов, Са2+, Mg2+ и SO42- вфильтрате после взаимодействия забойныхотложений с кислотами намного превышает ихсодержание в фильтрате взаимодействиякислот с породой пласта. По результатамисследований растворимость отложений врастворе 12 %-ной соляной кислоты достаточновысокая – от 31,67до 37,26 %, в глинокислоте – от 51,94 до 58,67 %.

Отложения, в основном, имеют техногенныйхарактер, состоят в большинстве своем изглин и окислов железа, причем более 50 % железо-магнитные (окалина). Частьотложений, растворяющаяся в солянойкислоте,включает до 70 % соединения железа, вглинокислоте – до 90 % соединения железа и алюминия. Соединенияалюминия появляются в растворе в результатевзаимодействия плавиковой кислоты салюмосиликатами.

Промывки техническойводой, иногда с добавками ПАВ, необеспечиваютполноты выноса отложений, в результатепродукты солянокислотных ванн (СКВ)представляют собой концентрированныерастворы солей железа и алюминия. Подобные растворыкрайне нежелательны при попадании в пластиз-за возможности выпадения железа иалюминия в виде гидрооксидов.

При промывке происходитсвоеобразная сепарация взвеси: болеелегкие частицы (глина, карбонаты) уносятсяс потоком воды, более тяжелые (соединенияжелеза, плотность которых составляет 5,1…5,4г/см3)извлекаются не полностью, в дальнейшемнакапливаясь на забое скважины.

Исследования продуктов реакциипосле кислотного воздействия напласт. Анализ проб,отобранных при извлечении продуктовреакции после СКВ и солянокислотнойобработки (СКО), подтверждает выводы,сделанные при анализе отложений,отобранных с забоя скважин. Описанаметодика комплексного разделениямехпримесей на фракции.

Результатыисследований отложений с рабочих секцийпогружныхнасосов. Наэкстрагированных пробахпроверялось действиемагнита, проводились исследования подмикроскопом, качественный анализ насодержаниеCaCO3, соединений железа и сульфидов.Определялисьналичие исостав водорастворимых солей, содержаниекислоторастворимой части и анализировался фильтрат.Проводились другие исследования,направленныена уточнение характера отложений.Выявленные в процессе исследованийрезультатыуказали на необходимость разработкирецептуры технологических жидкостей для промывкизабоя и глушения скважин,перфорационных и других работ (в частностигидроразрыва пласта (ГРП)) с целью повышенияэффективности проводимых геолого-техническихмероприятий.

В четвертой главе приведены результаты исследованийпо разработке рецептуры технологическихжидкостей, используемых для работы вскважине и при воздействии на ПЗПприменительно к нефтяным месторожденияЗападной Сибири. Отличие исследованийавтора от ранее известных, выполненных восновном для условий месторожденийУрало-Поволжья, заключается в том, чторассматриваемый автором объект отличаетсярезко температурным режимом пласта ифизико-химическими свойствами пластовыхфлюидов.

Для промывки ствола и глушенияприменяются техническая вода, растворыхлористого натрия и хлористого кальция, атакже растворы различных ПАВ. Однакоустановлено, что качественной очисткиствола забоя при этом не происходит.

Под влиянием пресной воды в ПЗПпроисходят набухание, диспергирование ипереотложение глинистых составляющихцемента и породы-коллектора.

Кроме невысокой плотности, растворысоли содержат до 2,5 % нерастворимого осадка.Растворы хлористого кальция плотностью до1,24 г/см3 даютосадок при взаимодействии с некоторымиПАВ, используемыми на производстве.

Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 9 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»