WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


 

Ухтинский государственный технический университет

На правах рукописи

БАБИКОВА АННА ИВАНОВНА

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОТЛОЖЕНИЯ СУЛЬФАТНЫХ СОЛЕЙ

ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ

(на примере Ардалинской группы месторождений)

Специальность  25.00.17-  Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых

  месторождений 

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Ухта - 2012

Работа выполнена в ФГБОУ ВПО «Ухтинский государственный технический университет»

Научный руководитель:

  кандидат технических наук, профессор

  Мордвинов Александр Антонович

Официальные оппоненты:

Коноплев Юрий Петрович, доктор технических наук,

филиал ООО «Лукойл-Инжиниринг» «ПечорНИПНнефть», начальник отдела проектирования и мониторинга разработки Ярегского месторождения

Кейн Евгений  Иосифович, кандидат технических наук,

Ухтинский  государственный технический университета, доцент кафедры сопротивления материалов и деталей машин

Ведущая организация: ООО «Компания Полярное Сияние»

Защита состоится 25 мая 2012 г. в 12-00 час. на заседании диссертационного совета Д 212.291.01 при Ухтинском государственном техническом университете  по адресу: 169300, Республика Коми, г. Ухта,  ул. Первомайская, д. 13.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинского государственного технического университета по адресу: 169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, д. 13.

Автореферат разослан  21 апреля 2012

Ученый секретарь диссертационного совета,

кандидат технических наук, профессор Н.М. Уляшева

ОБЩАЯ  ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ



Актуальность работы. Современный этап добычи нефти характеризуется необходимостью извлечения на поверхность значительных объемов попутных вод, которые закачиваются обратно в пласт. В результате обводнения добываемой продукции на всех стадиях разработки происходит отложение солей. Осадки, накапливаясь в фильтрационных каналах продуктивных пластов, на поверхности скважинного оборудования, в системах внутрипромыслового сбора и подготовки, приводят к значительным потерям в добыче и к большим материальным затратам.

Основными причинами отложения солей являются смешение несовместимых вод при заводнении и изменение термобарических условий при добыче нефти. Прогноз процесса солеобразования при добыче нефти является неотъемлемой частью мероприятий по его предупреждению. Аналитическое прогнозирование солеобразования, выполняемое для конкретных объектов и условий на основе физико-химических расчетов состава попутных вод, позволяет предсказать  возможность выпадения солей на всем пути технологического процесса добычи нефти.

В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПП) пластовые воды имеют высокую насыщенность ионом кальция. Близость и сходство пьезометрических поверхностей водоносных комплексов свидетельствуют о значительной взаимосвязи их друг с другом. Возможные перетоки и смешение вод этих водоносных комплексов при наличии отложений тарусско-стешевского локального флюидоупора (C1s(tr+st)), представленных ангидритами, будут фиксироваться аномальными значениями сульфат–иона. Все это создает благоприятные условия для отложения сульфатных солей.  Таким образом, существует практическая потребность в решении проблемы солеотложения, имеющей важное значение для повышения эффективности разработки на завершающей стадии.

Цель работы. Прогнозирование отложения сульфатных солей при добыче нефти из Ардалинской группы месторождений.

Основные задачи исследований:

  1. Сбор,  отбраковка и систематизация  гидрогеохимических данных с целью выяснения  природной гидрогеохимической обстановки и анализ ее изменения при применении химических реагентов в процессе  бурения скважин и интенсификации притока нефти;
  2. Оценка  насыщенности пластовых вод сульфатами и определение типа сульфатно-кальциевого равновесия в подземных водах северной части Тимано-Печорской провинции;
  3. Анализ  лабораторных исследований керна и определение параметров зародышеобразования сульфатных солей в  продуктивных пластах  Ардалинской группы месторождений;
  4. Анализ закачки попутной воды при добыче нефти из месторождений Ардалинской группы и установление механизма солянокислотного воздействия  в нагнетательных скважинах в условиях отложения сульфатных солей во вторичных поровых каналах пласта.

Методы решения поставленных задач: математические методы анализа при отбраковке фактического материала, расчеты химических параметров и методы прогнозных оценок, сравнительный геолого-промысловый анализ.

Объекты исследования: пластовые, попутные и закачиваемые воды северной части Тимано-Печорской провинции (более 1700 химических анализов), фильтрационно-емкостные параметры пластов, промысловые данные закачки попутной воды, физико-химические свойства нефтей.

Научная новизна:

  1. В результате кластерного анализа 1576 проб пластовых вод выделены пять наиболее представительных групп анализов, по которым выполнены факторный и регрессионный  анализы, результатом которых являются уравнения регрессии между компонентами и ассоциации компонентов воды;
  2. На основе комплексного анализа дана характеристика гидрогеохимической обстановки и ее изменение при применении химических реагентов в процессе бурения и проведения геолого-технических мероприятий в скважинах;
  3. Впервые выполнена оценка степени насыщения сульфатами подземных вод северной части Тимано-Печорской провинции;
  4. Впервые выполнен прогноз отложений сульфатных солей в пластовых условиях Ардалинской группы месторождений и в процессе закачки попутной воды в продуктивный пласт Ардалинского месторождения;
  5. Установлен механизм воздействия на пласт при многократных повторных кислотных обработках в нагнетательных скважинах, где происходит отложение сульфатных солей во вторичных поровых каналах пласта. Механизм установлен на основании исследования нагнетательных скважин, на каждой из которых проведено порядка 30 повторных солянокислотных обработок.

Защищаемые положения:

  1. Пластовые воды северной части Тимано-Печорской провинции являются рассолами хлоридно-кальциевого типа, характеризующиеся спокойной гидродинамической обстановкой. Влияние химических реагентов, применяемых в процессе бурения и геолого-технических мероприятий, проводимых в скважинах, сказывается на химическом составе пластовых вод, являясь дополнительным источником многих элементов, которые существенно влияют на интенсивность солеобразования в процессе разработки месторождений нефти;

2. Пластовые воды северной части Тимано-Печорской провинции, насыщенные сульфатами кальция и стронция, являются основными источниками солеотложения.  Прогнозирование солеобразования позволило определить параметры зародышеобразования и количество сульфатных солей, которые могут отлагаться  в поровом пространстве продуктивного пласта в условиях Ардалинской группы месторождений;

3. Закачка попутной воды в продуктивный пласт Ардалинского месторождения приводит к ухудшению фильтрационных  параметров, к отложению сульфатных солей во вторичных поровых каналах пласта. Солянокислотные обработки в нагнетательных скважинах воздействуют на новые пропластки, а каналы фильтрации постепенно заполняются отложениями сульфатных солей.

Практическая ценность работы заключается в предупреждении отложения солей путем аналитического прогнозирования, позволяющего определить критические параметры, при которых происходит осадкообразование.

Реализация результатов работы: на основе результатов исследований внедрена методика  прогноза отложений сульфатных солей в учебный процесс и прошла апробацию на промысловых данных ООО «Компания Полярное Сияние».

Апробация результатов исследований.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на:

  1. Международной конференции «Поморье в Баренц-регионе на рубеже веков» (Архангельск, 2000 г.);
  2. Международной конференции «Экология северных территорий России». (Архангельск, 2002 г.);
  3. Научно-практической конференции «Сырьевая база России в XXI веке» (Архангельск, 2002 г.);
  4. Втором международном симпозиуме «Геотехнология: скважинные способы освоения месторождений полезных ископаемых»  (Москва,  РУДН, 2005 г.).

Публикации.

По материалам диссертации опубликовано 7 научных работ, из которых две в издании, включенном в перечень рецензируемых научных журналов, выпускаемых в РФ в соответствии с требованиями Высшей аттестационной комиссии, и одно авторское  свидетельство.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 3 глав, заключения и списка литературы. Работа содержит  100 страниц,  в т.ч. 50 рисунков и  29 таблиц.

Автор выражает благодарность научному руководителю профессору  УГТУ А.А.Мордвинову за ценные консультации и М.Б. Дофману, канд.техн.наук, начальнику отдела разработки месторождений ООО «Компания Полярное Сияние» за предоставленные промысловые данные и методическую помощь.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении раскрывается актуальность рассматриваемой проблемы, поставлены цель и основные задачи, сформулирована научная новизна и показана практическая ценность результатов проведенных исследований.

Первая глава посвящена проблеме, причинам, условиям и механизму отложения солей при разработке месторождений нефти и газа. В этой главе приводятся сведения о наличии этой проблемы на всем технологическом пути добычи нефти. Большой вклад в решение проблемы солеобразования при добыче нефти внесли ученые: Ю.В. Антипин, А.Р. Ахундов, В.И. Ахметов, И.З. Ахметшина, М.Д. Валеев, Ю.П. Гаттенберг, Ш.К. Гиматудинов, Р.Н. Дияшев, В.П. Зверев, Л.Х. Ибрагимов, В.Е. Кащавцев, С.Ф. Люшин, Л.Б. Лялина, Ш.Ф. Мехтиев, И.Т. Мищенко, А.Ю. Намиот, А.С. Пантелеев, М.Н. Персиянцев, А.Ш. Сырланов, Е.В. Хамский, А.И. Чистовский, J..E. Oddo, M.B. Tomson и другие.

Осложнения при добыче обводненной нефти вызывают отложение неорганических солей и образование стойких высоковязких нефтяных эмульсий в скважинах и нефтепромысловом оборудовании. Существенным фактором при разработке, приводящим к снижению продуктивности добывающих скважин, является отложение солей при взаимодействии пластовой и закачиваемой вод, а также при изменении природных термобарических условий. Неотъемлемой частью процесса разработки месторождений является вода (попутная, извлеченная на поверхность и используемая для поддержания пластового давления). В результате обводнения добываемой продукции на всех стадиях разработки происходит отложение солей, которые, накапливаясь в эксплуатационных скважинах, на поверхности скважинного оборудования, в системах внутрипромыслового сбора и подготовки, приводят к значительным потерям в добыче и к большим материальным затратам. Отложение неорганических солей происходит при всех способах эксплуатации скважин.

В процессе разработки и эксплуатации месторождений нефти происходят отложения солей с преобладанием следующих типов: кальцита (CaCO3), гипса (), ангидрита (CaSO4), барита (BaSO4), целестина (SrSO4), галита (NaCl). На поздних стадиях разработки залежей  проявляются отложения сульфидных солей.

Конкрет­ными причинами выпадения солей в осадок служат следую­щие процессы: 1) испарение; 2) смешение несовместимых вод; 3) растворение горных пород и газов; 4) изменение термобари­ческих условий; 5) дегазация воды; 6) изменение общей минерализации воды.

Механизм образования отложения солей рассматривается как совокупность процессов, обусловливающих накопление твердой фазы на поверхности оборудования. Отложение солей при добыче нефти – это процесс кристаллизации солей из перенасыщенных растворов при сложных гидро- и термодинамических условиях. В комплексный состав солевых осадков, выпадающих при добыче нефти, входит и углеводородная составляющая, которая содержит ароматические углеводороды, сернистые соединения, асфальтены, парафины и смолы.  Важная роль  влияния на процесс солеотложений отводится водорастворимым нефтяным компонентам. В данной главе также рассмотрены методы прогноза  отложения сульфатных солей.





Вторая глава содержит сведения о геологическом строении месторождений северной части Тимано-Печорской провинции. По водоносным комплексам дана характеристика гидрогеологических условий. В водоносных комплексах, заключенных между саргаевским (D3 sr) и чаркобожским (T1 cb) флюидоупорами, давление близко к гидростатическому, что свидетельствует о спокойной гидродинамической обстановке в них. Сложная форма пьезометрической поверхности этих комплексов указывает на слабое, ограниченное латеральное движение и интенсивное вертикальное. Широкое развитие пьезометрических минимумов и максимумов, падение приведенных давлений вверх по разрезу свидетельствуют о перетоках подземных вод.

Закономерности распространения макро – и микрокомпонентов определяются условиями формирования подземных вод в пределах данной территории. Минерализация подземных вод, пластовые температура и давление увеличиваются с глубиной.

Бурение скважин осуществляется с созданием значительных репрессий на пласт, для регулирования свойств промывочной жидкости в нее вводятся такие химические реагенты как хлористый кальций, гипс и другие, в результате чего происходит смешение их с пластовыми водами.  Для интенсификации притоков нефти используются соляная  и сульфаминовая кислоты, продукты  реакции которых отмечаются в  пластовых водах. В некоторых пробах отмечается высокое содержание железа, что может быть тоже результатом проведения кислотной обработки и коррозии труб. 

Для математической обработки отобрано 1576 результатов химического анализа пластовых вод, для которых проведены кластерный, факторный и регрессионный анализы. Согласно кластерному анализу макрокомпонентный состав подземных вод был разделен на группы, которые в основном характеризуют реагенты, применяемые в процессе бурения и интенсификации притока нефти, способы испытания и опробования. В результате проведения кластерного анализа получено пять наиболее представительных выборок по пробам, отобранным:

  1. При испытании продуктивных пластов в колонне без  применения химических реагентов;
  2. После использования  хлористого кальция в промывочной жидкости;
  3. После применения солянокислотной обработки (СКО) продуктивных пластов для интенсификации притоков нефти и газа;
  4. При опробовании объектов с помощью комплекта испытательных инструментов (КИИ) в процессе бурения скважин;
  5. С фильтратом промывочной жидкости.

По полученным выборкам проведен регрессионный анализ, по результатам которого, установлена линейная зависимость вида Y = a + b*X между компонентами воды. Следует отметить, что выборки при опробовании КИИ и выборки проб с фильтратом незначительно отличаются  от выборки с качественными пробами, при этом прослеживается линейная зависимость с незначительным уменьшением коэффициентов корреляции. Это  подтверждает незначительное разбавление пластовой воды  фильтратом промывочной жидкости. В группах с высоким содержанием кальция и хлора при бурении применялся хлористый кальций. Это указывает на то, что в данных пробах находится в основном хлористый кальций, а пластовой воды мало. При применении хлористого кальция отмечается снижение коэффициента корреляции между кальцием и хлором, а между кальцием и натрием - становится отрицательным. При применении СКО отмечается снижение коэффициента корреляции между кальцием и хлором, кальцием и натрием (таблица 1).

Факторный анализ, выполненный по выделенным группам, позволил выделить ассоциации компонентов воды, которые подтверждает то, что применяемые химические реагенты  влияют на химический состав воды (таблица 2). 

Таблица 1 – Результаты  регрессионного анализа

Группа

Уравнение регрессии/ коэффициент корреляции

Na  - Cl

Ca  –Cl

Ca  – Na

1

2

3

4

5

Таблица 2 – Результаты факторного анализа

Группа

Фактор 1

Фактор 2

Фактор 3

1

2


4


5

Применение химических реагентов влияет на химический состав пластовых вод, являясь дополнительным источником многих элементов. Применение технологий извлечения нефти с использованием химических реагентов может существенно влиять на интенсивность солеобразования в процессе разработки месторождений нефти.

В третьей главе  определена насыщенность подземных вод сульфатами кальция и стронция, а также выполнена прогнозная оценка отложения сульфатных солей при добыче нефти и закачке попутной воды в пласт.

Подземные воды представляют собой сложные физико-химические системы, находящиеся в тесной взаимосвязи и равновесии с другими фазами земной коры. Одним из физико-химических равновесий является сульфатно-кальциевое, которое характеризует равновесие между содержаниями кальция и сульфатов в подземных водах.

Выделяются три основных типа сульфатно-кальциевого равновесия в подземных водах: 

1.  когда содержание ионов кальция и сульфат-иона  примерно равные;

2.  когда в водах преобладает сульфат-ион над ионом кальция;

3.  когда содержание ионов кальция больше, чем сульфат-иона.

Первый тип сульфатно-кальциевого равновесия свойственен процессу выщелачивания гипсов и ангидритов, к которому относятся  воды флюидоупора C1s(tr+st), они обогащены сульфат–ионом. Вторым типом  сульфатно-кальциевого равновесия характеризуются в основном минерализованные подземные воды, встречающиеся в зонах значительного водообмена. Третий тип  сульфатно-кальциевого равновесия наблюдается в высокоминерализованных водах в зонах замедленного и крайне-замедленного водообмена.

Пластовые воды нефтяных месторождений северной части ТПП относятся в основном к третьему типу сульфатно-кальциевого равновесия, т.е. высокоминерализованные воды  зон замедленного и крайне-замедленного водообмена, воды флюидоупора C1s(tr+st) относятся к первому типу, являются источником сульфат-иона.

Прогноз процесса солеобразования при добыче нефти позволяет определить критические параметры, при которых начинается отложение солей. Существует много методов прогнозирования образования сульфатных солей. Каждый метод имеет свою область применения, в данной же работе применены методы, которые основаны на экспериментальных данных произведения растворимости.

Степень насыщения пластовых вод месторождений северной части ТПП сульфатом кальция (CaSO4), сульфатом стронция (SrSO4), рассчитана по методу Чистовского и приведена в таблице 3.

Таблица 3 - Степень насыщения сульфатами кальция и стронция пластовых вод

по методу Чистовского

Месторождение

Степень насыщения

CaSO4

Степень насыщения

SrSO4

Ардалинское

0,8624

1,1116

Восточно-Колвинское

1,3118

2,0317

Дюсушевское

1,7213

1,9901

Ошкотынское

1,2503

1,4204

Следует отметить высокую насыщенность сульфатом кальция вод Восточно-Колвинского, Дюсушевского, Ошкотынского месторождений, а сульфатом стронция - воды этих месторождений и Ардалинского месторождения. 

Индекс насыщения пластовых вод сульфатами кальция и стронция, рассчитанный по методу Дж. Е. Оддо и М.Б. Томсона,  приведен в таблицах 4, 5.

Таблица 4 - Индекс насыщения сульфатом кальция пластовых вод по методу  Оддо и 

Томсона

Месторождение

Темпера-тура,

С

Давление,

МПа

Индекс насыщения (гипс)

Индекс насыщения

(ангидрит)

Индекс насыщения

(бессанит)

Дюсушевское

82

34

0,5566

0,5424

0,821405

Восточно-Колвинское

87

37

0,0724

0,1430

0,38607

78

33

0,7176

0,8069

1,068622

81

34

0,4372

0,4707

0,735868

Ошкотынское

75

32

0,1216

0,0145

0,34208

Таблица 5 - Индекс насыщения сульфатом стронция вод по методу  Оддо и Томсона

Месторождение

Возраст

Темпе-ратура,

С

Давление,

МПа

Индекс

насыщения

(целестин)

Дюсушевское

D3 f3 +fm

78

32

0,2432

D3 f3 +fm

77

32

0,3966

D3 f3 +fm

83

34

0,3878

D3 f3 +fm

76

31

0,3001

D3 f2 (dm)+f3

88

37

0,3415

Ошкотынское

D3 f2  (dm)+ f3

75

32

0,2361

C 1s(tr+st)

65

29

0,1327

Восточно-Колвинское

C3

65

29

0,2458

D3 f3 +fm1

87

36

0,3458

D3 f3 +fm1

88

37

0,0056

D3 f3 +fm1

90

38

0,1913

D3 f3 +fm1

89

38

0,1188

Ардалинское

D3 f2+3 +fm1

78

33

0,1099

Исходя из расчетов, можно отметить, что пластовые воды нефтяных месторождений имеют высокую степень насыщения сульфатом кальция. Среди солей сульфата кальция отмечается максимальный индекс насыщения бессанитом и высокое насыщение гипсом, ангидритом пластовых вод Дюсушевского, Восточно-Колвинского месторождений, а Ошкотынского – только гипсом и бессанитом.

Максимальный индекс насыщения пластовой воды сульфатом стронция отмечается в водах верхнедевонских отложений Дюсушевского месторождения, высокое насыщение – в водах Восточно-Колвинского и Ошкотынского месторождений.

Проведенные исследования показывают, что по обоим методам пластовые воды Ардалинской группы месторождений насыщены сульфатами кальция и стронция. 

Результаты определения структуры порового пространства и распределения пор по радиусу проведены на керне отложений продуктивных горизонтов верхнего девона Ардалинской группы месторождений (ООО «Компания Полярное Сияние»), которые  представлены известняками плотными и органогенно-детритовыми,  доломитами. Здесь установлены коллекторы порового, порово-трещинного, порово-кавернового типов с резкой анизотропией фильтрационных свойств. 

Исходя из анализа лабораторных исследований керна установлено, что для коллекторов Восточно-Колвинского и Дюсушевского месторождений  наиболее характерны радиусы пор до 0,12 мкм, Ошкотынского – отмечаются несколько интервалов радиусов пор (до 0,145; 1,45-14,5;  более 29 мкм).

Выполнены расчеты параметров внутрипластового отложения сульфатов кальция и стронция (таблицы 6, 7).

По значениям радиусов пор, с которых начинается осадкообразование в пласте при пересечении линии средних значений, выделены граничные значения доли пор, в которых возможно отложение сульфата кальция (рисунок 1) и сульфата стронция (рисунок 2). Аналогичные графики построены для  всех месторождений Ардалинской группы.

Отложение сульфата кальция в продуктивных пластах Восточно-Колвинского и Дюсушевского месторождений следует ожидать до 50 % пор, а Ошкотынского – до 77 % при малых значениях поверхностного натяжения (рисунок 1, таблица 6).

Таблица 6 -  Параметры отложения сульфата кальция в поровом пространстве 

продуктивных пластов

Месторождение

Степень насыщения

С/Со

Поверх-ностное натяжение,

Н/м

Радиус пор, с которого начинается

солеотло-жение,

мкм

Количество

соли в порах,

фг

Доля пор,

в которых откладыва-ется

CaSO4,

%

Ошкотынское

1,250251

0,012

0,189

0,0002

77

0,370

5,820

6,40

32

1,050

16,500

145,85

22

Дюсушевское

1,721257

0,012

0,053

1,54

50

0,370

1,630

0,45

38

1,050

4,620

10,18

28

3,73742

0,012

0,015

1,072

50

0,370

0,452

0,.031

42

1,050

1,290

0,724

40

Восточно-Колвинское

1,311764

0,012

0,148

0,0001

49

0,370

0,456

0,004

48

1,050

1,300

0,083

37

3,186525

0,012

0,018

0,000002

50

0,370

0,566

0,046

48

1,050

0,750

0,106

47

6,249529

0,012

0,009

0,0000004

50

0,370

0,290

0,012

49

1,050

0,375

0,027

48

Таблица 7 - Параметры отложения сульфата стронция в поровом пространстве

продуктивных пластов

Месторождение

Степень насыщения,

С/Со

Поверх-ностное натяжение,

Н/м

Радиус пор,

с которого начинается солеотло-жение,

мкм

Количество

соли в порах,

фг

Доля пор,

в которых

откладыва-ется

SrSO4,

%

Ошкотынское

1,42035

0,084

0,513

0,022

71

0,086

0,525

0,023

71

0,400

2,450

2,384

58

Дюсушевское

1,469677

0,084

0,523

0,018

42

0,086

0,536

0,019

42

0,400

2,490

1,914

35

1,990565

0,084

0,293

0,003

50

0,086

0,300

0,003

50

0,400

1,400

0,340

39

Восточно-Колвинское

1,148685

0,084

1,500

0,384

34

0,086

1,540

0,415

34

0,400

7,120

41,046

26

1,335641

0,084

0,650

0,042

45

0,086

0,666

0,045

45

0,400

3,100

4,533

31

2,031661

0,084

0,247

0,002

47

0,086

0,253

0,003

47

0,400

1,180

0,260

36

Ардалинское

1,103446

0,084

2,400

0,964

56

0,086

2,460

1,038

56

0,400

11,500

106,081

17

1,100052

0,084

2,490

1,077

55

0,086

2,540

1,143

55

0,400

11,899

114,601

16

Отложение сульфата стронция в продуктивном пласте Восточно–Колвинского месторождения следует ожидать до 47 % пор,  Дюсушевского – до 50 %,  Ошкотынского -до 71 %, Ардалинского - до 55 % (таблица 7, рисунок 2).

Рисунок 1 - Распределение  пор по радиусу в коллекторе Восточно-Колвинского

месторождения

Рисунок  2 -  Распределение пор по радиусу в коллекторе Ардалинского

месторождения

Проведенные исследования показывают, что в продуктивных пластах рассматриваемых месторождений существует значительная вероятность изменения фильтрационных характеристик коллектора за счет отложения сульфатов кальция и стронция.

С закачкой воды в нефтяном пласте, а особенно в призабойной зоне пласта,  образуется сложная многокомпонентная система: закачиваемая вода – пластовая вода –  нефть - породы пласта. При взаимодействии этих компонентов происходят сложные гидрогеохимические процессы, результатом которых может быть отложение неорганических солей. Попутная пластовая вода с месторождений Ардалинской группы направляется в пункт сбора и подготовки, а затем закачивается  в продуктивные карбонатные пласты верхнего девона  Ардалинского месторождения.

Продуктивные пласты фаменского яруса верхнего девона Ардалинского месторождения представлены водорослевыми известняками. Закачка воды осуществляется с 2000 года в  нагнетательные скважины (А 4, А5, В1, В2, В3, В4). . По соотношениям поступления попутных пластовых вод на месторождениях рассчитано смешение  их. При расчете смешения попутных пластовых вод получены компоненты воды, по которым  рассчитана степень насыщения смеси вод сульфатом кальция  по годам закачки. Затем определены параметры отложения сульфатов кальция  и стронция  в поровом пространстве продуктивных пластов при закачке попутной воды на Ардалинском месторождении. По значениям фактических радиусов пор, определяющих условия осадкообразования в пласте, выделены граничные значения доли пор, в которых возможно отложение сульфатов кальция и  стронция.

Так, при закачке попутной воды в продуктивный пласт Ардалинского месторождения следует ожидать отложение  сульфата кальция в 75 % пор при малых значениях  поверхностного натяжения, при высоких значениях -  до 50 % пор.

Отложение сульфата стронция при закачке попутной воды в  пласт следует ожидать до 75 % пор. 

Приведенные исследования показывают, что при закачке попутной воды  происходит отложение сульфатов кальция и стронция в продуктивном пласте Ардалинского месторождения.

Для нагнетательных скважин рассчитаны коэффициенты приемистости. Динамика изменения  коэффициента приемистости в скважине В2 Ардалинского месторождения приведена на рисунке  3. Отмечается снижение коэффициента приемистости со временем закачки попутной воды. Для восстановления производительности нагнетательных скважин проводятся солянокислотные  обработки. В скважине В2 проведено 28 солянокислотных обработок, которые позволяют увеличить приемистость пласта на какое-то время, но полностью приемистость пласта не восстанавливается.

Рисунок 3 -  Коэффициент приемистости при закачке воды  2004-09 гг. в скважину В2

Результаты регрессионного анализа коэффициента приемистости между кислотными обработками свидетельствуют о том, что коэффициент приемистости (Y) во времени (X) снижается по зависимости вида  Y = a – b*X. (таблица 8). 

Таблица 8 – Результаты регрессионного анализа коэффициента приемистости

  при закачке воды  в скважину В2

Уравнения регрессии

Коэффициент корреляции

-0.7989

-0.6722

-0.7029

-0.9337

-0.8343

Для скважин В2 выполнены расчеты по определению параметров  отложения сульфата кальция во вторичных поровых каналах (таблица 9).

При закачке попутной воды в скважину В2 следует ожидать отложение сульфата кальция  до 64 % пор (рисунок 4).

В таблице 10 приведен химический состав осадка, отобранного при нагнетании воды в пласт, результаты которого подтверждают  высокое содержание сульфатов и кальция. Состав осадка и снижение приемистости при закачке попутной воды подтверждают результаты прогнозирования.

Таблица  9 – Параметры отложения сульфата кальция во вторичных поровых каналах в

  скважине В2

Соляно-кислотные

обработки

Дата

проведения

СКО

Кприем. средний

м3/(Па*сут), 10 -5

Коэффициент проницаемости м2, 

10-15

Радиус вторичных поровых каналов, мкм

Количество

CaSO4,

во вторичных поровых каналах

фг

1

04.01.2005

15,46

9,50

1,97

4,12

2

01.02.2005

25,47

15,65

2,53

8,72

3

21.02.2005

10,27

6,31

1,61

2,23

4

17.04.2005

13,2

8,11

1,82

3,25

5

11.05.2005

15,02

9,23

1,94

3,95

6

05.06.2005

18,62

11,44

2,16

5,45

7

03.07.2005

15,18

9,33

1,95

4,01

8

19.08.2005

14,12

8,68

1,88

3,60

9

28.09.2005

11,43

7,02

1,69

2,62

10

13.11.2005

12,94

7,95

1,8

3,16

11

23.12.2005

10,7

6,57

1,64

2,37

12

14.02.2006

12,04

7,39

1,74

2,83

13

03.04.2006

9,02

5,54

1,51

1,84

14

03.04.2006

9,43

5,79

1,55

1,96

15

19.06.2006

9,56

5,87

1,65

2,00

16

10.09.2006

10,84

6,66

1,59

2,42

17

15.10.2006

10,01

6,2

1,84

2,17

18

08.11.2006

13,41

8,24

1,67

3,33

19

04.01.2007

11,16

6,86

1,74

2,53

20

01.04.2007

12,07

7,42

1,43

2,84

21

09.06.2007

8,11

4,98

1,625

1,56

22

03.02.2008

10,52

6,46

1,415

2,31

23

08.05.2008

7,97

4,89

1,62

1,53

24

30.08.2008

8,02

4,93

1,42

1,54

25

29.09.2008

10,43

6,41

1,619

2,29

26

28.12.2008

10,52

6,46

1,625

2,31

27

24.06.2009

10,17

6,25

1,597

2,20

28

30.09.2009

10,68

6,56

1,64

2,37

Рисунок  4 -  Распределение пор по радиусу в коллекторе Ардалинского

месторождения (скважина В2)

Таблица 10 - Химический состав осадка, отобранного при закачке воды в пласт

Элемент

Концент-рация, %

Элемент

Концент-рация, %

Оксид кремния - SiO2

6,94

Оксид калия - K2O

0,82

Оксид титана - TiO2

0,16

Оксид фосфора - P2O5

0,12

Оксид алюминия-Al2O3

2,87

Оксид серы - SO3

20,62

Оксид железа - Fe2O3

35,17

Сера общая – Sвал

9,68

Оксид марганца - MnO

0,04

Сера сульфидная – Sсульф.

1,49

Оксид магния - MgO

1,54

Барий - Ba

0,003

Оксид кальция - CaO

15,29

Стронций - Sr

0,03

Оксид натрия - Na2O

8,79


Водная вытяжка из осадка

Хлорид-ион – Cl

2,05 г/100 г

Сульфат-ион - SO4

17,02 г/100 г

Проведенные исследования свидетельствуют о том, что при каждой последующей

обработке солянокислотный раствор воздействуют на новые пропластки, а каналы фильтрации постепенно заполняются отложениями сульфатных солей.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

В результате выполнения диссертационной работы получены следующие основные результаты:

  1. Дана характеристика гидрогеохимической обстановки и ее изменение при применении химических реагентов в процессе бурении и проведении геолого-технических мероприятий в скважинах;
  2. Определены типы сульфатно-кальциевого равновесия и насыщенность сульфатами кальция, стронция пластовых вод северной части ТПП;
  3. Выполнен прогноз внутрипластового отложения сульфатных солей в условиях Ардалинской группы месторождений. По лабораторным исследованиям керна определен радиус поровых каналов продуктивных пластов и, учитывая насыщенность пластовых вод сульфатами кальция и стронция, были получены параметры зародышеобразования и количество соли, которое может отложиться в поровом пространстве пласта;
  4. Выполнен прогноз отложения сульфатных солей при закачке попутной воды в продуктивные пласты Ардалинского месторождения. Выполнен анализ динамики закачки попутной воды, рассчитаны компоненты при смешении попутных вод, определена насыщенность этих вод сульфатами кальция и стронция. По результатам лабораторного исследования кернового материала определены параметры зародышеобразования  и количество соли, которое может отложиться в поровом пространстве этого месторождения при закачке попутной воды.
  5. Исследована динамика изменения коэффициента приемистости нагнетательных скважин после проведения солянокислотных обработок, на основании чего рассчитаны параметры отложения сульфатных солей в каналах вторичной пористости.  Установлено постоянное снижение коэффициента приемистости скважин между соланокислотными обработками. Полученные результаты свидетельствуют о том, что при каждой последующей обработке солянокислотный раствор воздействуют на новые пропластки, а каналы фильтрации постепенно заполняются отложениями сульфатных солей.
  6. Прогноз отложения сульфатных солей подтверждается анализом осадка, полученного при закачке попутной воды в пласт, и снижением коэффициента приемистости скважин во времени.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах

  1. Бабикова, А.И. Прогноз внутрипластового отложения сульфатных солей при добыче нефти [Текст] / А.И. Бабикова, М.Б. Дорфман// Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. М.: ВНИИОЭНГ,  2010. - №4 С.59-62.
  2. Бабикова, А.И. Прогноз отложения сульфатных солей при закачке попутной воды [Текст] / А.И. Бабикова, М.Б. Дорфман// Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. М.:  ВНИИОЭНГ,  2010. - №6. С.63-67.
  3. Бабикова, А.И. Закономерности распространения макрокомпонентов в подземных водах нефтяных и газовых месторождений северной части Тимано-Печорской провинции [Текст]  / А.И. Бабикова //Материалы международной конференции – «Поморье в Баренц-регионе на рубеже веков. Экология, экономика, культура». – Архангельск, 2000. -  С.19-20.
  4. Бабикова, А.И. Влияние бурения и опробования скважин на подземные воды Тимано-Печорской провинции [Текст] /А.И. Бабикова// Материалы международной конференции – «Экология северных территорий России. Проблемы, прогноз ситуации, пути развития, решение». - Архангельск, 2002. - С.63-65.
  5. Бабикова, А.И. Гидрогеохимическая характеристика пластовых вод нефтяных месторождений вала Сорокина [Текст]  / А.И. Бабикова // Материалы научно-практической конференции «Сырьевая база России в XXI веке». - Архангельск, 2002. – С.19-23.
  6. Бабикова, А.И. Насыщенность сульфатом кальция пластовых вод северной части Тимано-Печорской провинции [Текст]  / А.И. Бабикова, А.А. Мордвинов  // Наука северному краю – Сборник научных статей – выпуск 62. – Архангельск,  2005. – С.26-28.
  1. Бабикова, А.И. Прогноз отложений сульфата кальция при разработке нефтяных месторождений вала Сорокина [Текст] / А.И. Бабикова, А.А. Мордвинов// Материалы второго международного симпозиума «Геотехнология: скважинные способы освоения месторождений полезных ископаемых».  – М.: РУДН,  2005. – С.21-23.
  2. А.с.1648896 СССР.  Способ извлечения йода из горных пород  [Текст] /

А.И. Бабикова  (СССР) № 1648896; заявл. №4449957 19.05.88; зарег. 15.01.91.






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

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.