3 А≠†Ђ®І нд䕙⮥≠Ѓбв® ™®бЂЃв≠Ѓ. 3 Технологическая часть 1 Кислотные методы повышения нефтеотдачи пластов на Бавлинском месторождении
 Скачать 366.5 Kb.
|
|
3 Технологическая часть 3.1 Кислотные методы повышения нефтеотдачи пластов на Бавлинском месторождении 3.1.1 Основные причины снижения фильтрационных способностей коллекторов Повышение производительности скважин является неотъемлемой частью процесса разработки нефтяного месторождения. Многочисленными исследованиями доказано существенное отличие фактической проницаемости призабойной зоны, оказывающей основное влияние на дебит нефтяных и приемистости нагнетательных скважин, от естественной 5. К призабойной прискважинной зоне обычно относят область пласта, в которой происходят наибольшие изменения коллекторских свойств в процессе строительства и эксплуатации скважины. Снижение природной емкостно-фильтрационной характеристики призабойной зоны пласта (ПЗП) в основном обусловлено следующими причинами: а) частичная или полная кальматация поровых каналов глинистым раствором или его фильтром. При первичном вскрытии в процессе бурения в пласт проникают глинистые частицы, которые коагулируя, значительно сужают просвет поровых каналов или мелких трещин. Попавший в ПЗП фильтрат бурового раствора (а это в основном глинистый раствор) оказывает блокирующее действие, связанное с капиллярными явлениями, удерживающими его в низкопроницаемых зонах и резко снижающими фазовую проницаемость для нефти. Кроме того, проникновение фильтрата вызывает набухание глинистых компонентов коллектора. б) засорение призабойной зоны пласта при ремонтных работах в процессе эксплуатации скважин. При подземных ремонтах в принципе происходят те же процессы, что и первичном вскрытии пласта, но степень отрицательного влияния их зависит от соотношения гидростатического давления столба промывочной жидкости и пластового давления. Закупорка поровых каналов может происходить и за счет образования нерастворимых осадков при взаимодействии промывочной жидкости с пластовыми флюидами. в) выпадение в призабойной зоне пласта и адсорбция асфальтосмолистых и парафинистых частиц на поверхности поровых и перфорационных каналов из-за изменения термических условий в процессе эксплуатации. г) наличие капиллярно - удержанной пленочной нефти и физико- химические превращения пластовых жидкостей внутри системы нефть - газ - вода - порода. В нагнетательных скважинах, кроме перечисленных, отрицательное влияние на приемистость оказывают также факторы: - кольматация поровых и перфорационных каналов механическими примесями, нефтепродуктами, сульфидами железа, продуктами коррозии и взаимодействия ингибиторов, присутствующих в больших количествах в закачиваемой сточной воде; - набухание глинистых составляющих при использовании для целей ППД пресной воды. На проницаемость ПЗП могут влиять и другие факторы, однако рассмотренные играют преобладающую роль. В результате отрицательного влияния вышеперечисленных факторов из разработки могут быть выключены пропластки и зоны, наиболее чувствительные к изменениям в ПЗП, что в конечном итоге приводит к снижению степени нефтеизвлечения. Поэтому практически все методы, направленные на сохранение или восстановление емкостно - фильтрационных свойств призабойной зоны пласта необходимо рассматривать как прямые методы повышения нефтеизвлечения пластов. 3.2.1 Анализ эффективности кислотных методов увеличения нефтеотдачи карбонатных коллекторов месторождении НГДУ «Бавлынефть» В Татарии запасы нефти в карбонатных залежах составляют значительную долю, а добыча нефти из этих объектов равна 4 – 6 % от общей добычи. Низкая выработка запасов нефти из карбонатных коллекторов (коэффициент нефтеизвлечения в среднем составляет 0,1 - 0,15) объясняется, прежде всего их сложным геологическим строением, наличием закрытой пористости и кавернозности, геологической микро- и макро неоднородности основных параметров. В связи с этим нефтяные залежи в карбонатных отложениях правомерно относят к категории сложно построенных объектов, а запасы нефти в них к трудноизвлекаемым. Отложения турнейского яруса развиты в пределах всего Бавлинского месторождения. В НГДУ «Бавлынефть» всегда большое внимание уделялось внедрению различных методов ОПЗ скважин с карбонатными коллекторами – создание искусственных каверн накопителей нефти (ИКНН), направленная солянокислотная обработка (НСКО), глубокая солянокислотная обработка (ГСКО), термохимическая обработка (ТХО). При опробовании скважин, вскрывшие карбонатные коллекторы, установлено, что без солянокислотной обработки их дебиты обычно не превышают 1 т/с, т. е. эксплуатация этих объектов без обработки призабойных зон нерентабельна. Повышение эффективности разработки карбонатных пластов-коллекторов, содержащих значительный объем запасов нефти, имеет большое научно-практическое значение. До 1977 г при разработке залежей нефти в карбонатных коллекторах применялись ТХО и солянокислотные обработки (СКО). Эффективность их была сравнительно низкой (прирост дебита на 50%). Термохимический метод воздействия основан на использовании нагретой за счет химической реакции соляной кислоты с магнием. Растворяющая способность кислоты при этом значительно повышается. В 60-х годах соляную кислоту прокачивали через специальный контейнер, наполненной магниевой стружкой, который спускали на НКТ в интервал продуктивного пласта. Смесью магния с кварцевым песком заполняли ствол скважины против продуктивного пласта и через нее прокачивали соляную кислоту. Однако в процессе ОПЗ часто происходило «спекание» магния с песком, что значительно осложняло заключительные работы. С появлением гранулированного магния технология упростилась. В пласт одновременно закачивали кислоту и гранулированный магний, т. е. химическая реакция и нагревание кислоты происходило непосредственно в призабойной зоне — внутрипластовая термохимическая обработка (ВПТХО). Несмотря на широкое применение (89 обработок) эффективность термохимического метода составляет всего 47%. При СКО воздействию подвергаются вначале крупные поровые каналы и трещины, по которым активная кислота, закачиваемая под давлением и с большой скоростью, проникает в карбонатный коллектор, увеличивая общую трещинную проницаемость на значительные расстояния от забоя скважин. В зоне воздействия кислоты проницаемость трещин резко возрастает. Однако неравномерная трещиноватость коллектора при таких обработках способствует ещё большему повышению степени его неоднородности и обуславливает ускорение темпов обводнения. Следовательно, солянокислотная обработка под давлением усугубляет неоднородность пласта - это главная геологическая причина, с которой связана трудность разработки этих залежей. С 1980 г. в НГДУ «Бавлынефть» получил распространение еще один новый метод воздействия на карбонатные коллектора — направленная солянокислотная обработка, разработанный в ТатНИПИнефти. Сущность его технологии заключается во временном блокировании наиболее проницаемых каналов и последующем солянокислотном воздействии на низкопроницаемые прослои. В качестве материала для блокирования используются гидрофобно-эмульсионные растворы (ГЭР). Из-за несоразмерности глобул водной фазы эмульсии и пор коллектора эмульсионный раствор фильтруется лишь в трещины или прослои с повышенной проницаемостью и не поступает в низкопроницаемые зоны коллектора, в связи с чем доступ в них кислоты, закачиваемой следом, остается свободным. По истечении определенного времени эмульсия разрушается с разделением на углеводородную и водную фазы, после чего приток нефти в скважину осуществляется как из низкопроницаемых зон пласта, так и из трещин. С 1981 г. направленная солянокислотная обработка (НСКО) проведена на 73 скважинах в различных геолого-технических условиях, результаты проведения по семи скважинам Бавлинского месторождения представлены в таблице 3.1. Таблица 3.1 Результаты воздействия направленной солянокислотной обработки призабойной зоны пласта
Эффективность этого метода зависит от степени неоднородности пласта и наличия естественной трещиноватости. Чем неоднороднее пласт, тем выше эффективность. Специально проведенные исследования глубинным дебитомером через межтрубное пространство до и после ОПЗ показали, что НСКО значительно увеличивает работающую толщину пласта за счет подключения в разработку низкопродуктивных прослоев. Применение НСКО в скважинах, где ранее созданы ИКНН также дает положительные результаты, но для этого требуется повышенный расход используемых реагентов. Для подключения в активную разработку слабопроницаемых зон, удаленных от призабойной зоны пласта, в последнее время в ТатНИПИнефти разработана технология глубокой солянокислотной обработки (ГСКО). Технологией решается доставка соляной кислоты в активном состоянии за пределы призабойной зоны. По состоянию на 1.01.94 г. в НГДУ проведено 29 ГСКО. Результаты проведения ОПЗ по семи скважинам Бавлинского месторождения показаны в таблице 3.2. Как видно из таблицы дополнительная добыча оказалась значительно ниже ИКНН и НСКО. Таблица 3.2 Результаты глубокой солянокислотной обработки призабойной зоны пласта
Наиболее эффективным и широко применяемым методом в 1977-1995 г.г. являлось создание каверн-накопителей нефти (метод профессора К.Б. Аширова). Отличием этого метода от СКО является многократные (4-7 раз) обработки со все возрастающими (на 15-20%) объёмами соляной кислоты, которая закачивается без давления (кислотная ванна). Это способствует увеличению диаметра, степени совершенства призабойной зоны и приведённого радиуса скважин. В результате ОПЗ увеличивается дебит скважин. Всего было проведено 129 операций по созданию ИКНН, прирост дебита на одну скважину 1,5 т/сут., средняя продолжительность эффекта 485 сут. Но в последние годы эффективность создания ИКНН снижается. Годовая добыча нефти на 1 скважину уменьшилась до 400 т. Причина снижения эффективности связана: с истощением запасов на некоторых участках, разрабатываемых длительное время, с нарушением технологии в условиях острого дефицита спецтехники, с отсутствием обоснованных критериев подбора скважин. Результаты воздействия каверн-накопителей на призабойную зону пласта по семи скважинам Бавлинского месторождения приведены в таблице 3.3. Таблица 3.3 Результаты воздействия каверн-накопителей на призабойную зону пласта
При обработках же скважин с перфорированной толщиной менее 6 м эффективность резко падает. Поэтому при выборе интервала перфорации следует учитывать этот фактор. Стремление как можно выше от ВНК расположить нижние перфорационные отверстия приводит к потерям нефти. Опыт показывает, что в условиях, например Бавлинского месторождения расстояние нижних отверстий перфорации от ВНК оказывает в большинстве случаев незначительное влияние на обводненность продукции. Но обводненность продукции, несомненно отрицательно сказывается на эффективности обработки ПЗП. Несмотря на высокую эффективность, метод ИКНН имеет несколько существенных недостатков: отсутствие надёжного способа извлечения кольматантов – продуктов реакции после каждого цикла. При простой промывке продукты реакции частично задавливаются в пласт. Компрессирование частично решает проблему, но технология значительно удорожается. Лучшие результаты даёт метод свабирования, однако не полностью прореагировавшая кислота быстро выводит из строя дорогостоящий кабель-трос, значительно удлиняется процесс ОПЗ; недостаточный контакт соляной кислоты с породой вследствие отложения на поверхности порового пространства различного рода органических осадков (например, АСПО), выделяющих из состава нефти в процессе эксплуатации скважины. Для повышения эффективности обработки призабойной зоны пласта и исключения недостатков способа образования каверн-накопителей творческой группой специалистов предложена комплексная волновая технология воздействия на карбонатные и терригенные коллектора. Она позволяет не только сохранить все преимущества метода создания каверн-накопителей, но и значительно повысить их эффективность за счет очищения каналов от АСПО, дополнительного волнового воздействия, что приводит к увеличению скорости и степени растворения карбонатов (создание виброволновых полей) и эффективного принудительного выноса продуктов реакции из призабойной зоны пласта после каждого цикла солянокислотной обработки. С 1996 года в НГДУ «Бавлынефть» проводятся опытно-промышленные испытания комплексного кислотно-имплозионного воздействия (КИВ) на призабойную зону пласта Продолжительность эффекта данного воздействия в среднем по скважинам составляет 593 суток, эффект по многим из них продолжается (рисунок 3.1). Технология кислотно-имплозионного воздействия разработана для восстановления или увеличения продуктивности скважин на месторождениях, относящихся к категории низкопродуктивных, содержащих низкопроницаемые и неоднородные пласты и коллекторы, в том числе с высоковязкой нефтью. Кислотно-имплозионное воздействие позволяет более эффективно очищать призабойную зону пласта, как по толщине, так и по простиранию. В результате увеличивается продуктивность скважины (дебит, приемистость), снижается обводненность, подключаются невыработанные пропластки. Технология может применяться, как в скважинах, вышедших из бурения, так и в скважинах, где уже применялись все виды существующих солянокислотных обработок, а также позволяет производить кислотную обработку карбонатных коллекторов в призабойной зоне пласта при высокой неоднородности его по толщине, при вязкости нефти от 1 до 200 мПа/с, пластовым давлением не ниже 0,7 МПа с, и обводненностью не более 50 %. Технология не требует изменения применяемой системы разработки. Дополнительная добыча некоторых скважин, от проведения обработки ПЗП методом КИВ показана в таблице 3.4, а общее сравнение методов по воздействию на карбонатные коллектора представлена в таблице 3.5. Таблица 3.4 Результаты кислотно-имплозионного воздействия на призабойную зону пласта
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||