Анализ эффективности методов интенсификации притока жидкости к скважинам на нефтяных месторождениях Западной Сибири. Анализ эффективности методов интенсификации притока жидкости к скважинам на
 Скачать 1.78 Mb.
|
|
Сибирского нефтегазоносного района Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн расположен в пределах Западно-Сибирской равнины, его общая площадь составляет 3,5 млн км 2 . Он находится на территории Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО), Омской, Новосибирской, Курганской, Томской и Свердловской областей. Границами рассматриваемого бассейна на востоке являются сооружения Енисейского кряжа и Среднесибирской древней палеозойской платформы, на западе – герцинские горные сооружения Урала. Южной границей являются Казахская каледонская складчатая страна, древние сооружения Алатау, Салаира и Западных Саян, Алтай и Томь-Колыванские складчатые дуги. Все эти горные системы также погружаются под чехол низменности. На севере рассматриваемая провинция погружается, там находятся широтные тектонические сооружения герцинских систем Таймыра. [1] Для Западной Сибири выделяется четыре нефтяных района: Приобский (Центральный), Северный, Южный, Восточный. Рисунок 1.1 – Географическое положение Западно-Сибирского нефтегазоносного района К настоящему моменту большая часть месторождений данного региона находится на поздней стадии разработки и характеризуется низкой текущей 13 выработкой. Объемы добычи нефти насосным методом превышает объемы, добываемые фонтанным методом, отчего возникает проблема старения месторождений, так как основная часть сырья добывают из давно открытых и разработанных скважин. Новые же промыслы характеризуются более низкими объемами добычи. В Западно-Сибирском бассейне открыто более 500 месторождений нефти, газа и газоконденсата. Газоконденсатные и газовые месторождения в основном расположены в северной части региона, в районе Уренгойской рифтовой системы фундамента, а нефтяные – в центральной и западной части, которая примыкает к Приуральской. Установленная нефтегазоносность в основном контролируется положительными структурами разных порядков. Сходные по литофациальным условиям пласты содержат в одних районах газ, в других – нефть. В качестве примера можно привести нижнемеловые отложения (мегионская, вартовская свиты, ачимовская толща), юрские отложения (тюменская свита). Доказанная нефтегазоносность находится в диапазоне от верхней части палеозойских отложений до туронского яруса включительно. Большая часть залежей сосредоточена в юрском и меловом комплексах. Покрышкой для юрского комплекса является полудинская серия глинистых пород келловейско-готеривского возраста, которая имеет толщину от 300 до 700 метров и содержит 10% проницаемых пород. В ней выделяют два объекта нефтегазоносности: известковые песчаники ачимовской толщи и карбонатно-кремнисто-глинистые битуминозные породы баженовской толщи. 14 Рисунок 1.2 – Схематическое изображение нефтегазоносных объектов осадочного чехла Западно-Сибирской плиты На рисунке 1.2 I – коллекторы; II – нетрадиционные коллекторы; III – флюидоупоры; IV – породы фундамента; V – название региональных нефтегазоносных комплексов. Цифрами на схеме обозначены: 1 – покрышка мелового комплекса; 2 – меловой комплекс: 2.1 – осложненная часть, 2.2 – неосложненная часть; 3 – покрышка юрского комплекса; 4 – юрский комплекс. Вместилищем скоплений нефти и газа являются юрско-валанжинские преимущественно литокластические и аркозные песчаники. В Среднем Приобье в районах развития региональной покрышки комплекс делится на подкомплексы – верхнеюрский (верхневасюганский) с пластом Ю 1 и нижне-среднеюрский (тюменский) с пластами Ю 2 , Ю 3 , …, Ю n . Верхние горизонты содержат 80% залежей. Покрышка мелового комплекса представлена дербышинской серией преимущественно глинистых пород толщиной от 500 до 800 метров. Данный комплекс рассечен двумя наиболее крупными региональными покрышками: реннеаптской (кошайской) и альбской (хантымансийской) того же состава. 15 Верхние горизонты мегионской, вартовской, танопчинской свит и их литологических аналогов сложены толщами кварц-полевошпатовых песчано- алевритовых коллекторов, в них сосредоточены литологические, пластовые, пластово-сводовые и массивные залежи. Осложненной частью является зона латерального сочленения глинистых пород покрышки юрского комплекса с песчано-алевритовыми коллекторами мелового. Данная часть делится на верхневаланжинский, нижнеготеривский, верхнеготерив-барремский региональные нефтегазовые комплексы (РНГК), которые иногда объединяются в верхненеокомовый подкомплекс. Верхние горизонты в западных районах развития нижней глинистой части хантымансийской свиты соответствуют аптскому РНГК. В районах ее отсутствия верхняя часть комплекса образует почти километровую толщу с обширными залежами газа в кровле в сеноманских отложениях. Большинство месторождений формируются и в настоящее время. Процесс образования залежей во многом зависит от седиментационных факторов, которые определяют количество, распределение глинистых пород и соотношение глинистых и песчаных пачек, с которыми связана нефтегазоносность и масштабы концентрации и распределения углеводородов; значительное влияние также оказывают пластовые температура и давления. Для Западной Сибири также характерна фациальная и литологическая изменчивость коллекторов, что значительно усложняет процессы исследования и разработки данных залежей [2]. В пределах данного района фильтрационно- емкостные свойства коллекторов, а также свойства флюидов отличаются многообразием и варьируются в зависимости от месторождения и продуктивного горизонта. Так, например, для верхней юры продуктивного пласта Соснинско- Советского месторождения эффективная мощность находится в пределах 13-33 метров, а плотность нефти составляет 0,654 г/см3, а для залежи в средней юре на глубине 2469-2572 метров плотность нефти составляет 0,829 г/см3, а содержание серы в ней составляет 0,12%. Для залежей Шаимского (Трехозерного) 16 месторождения характерно следующее: пористость песчаников бата изменяется в пределах от 2 до 7%, а проницаемость – от 0,1 до 145 мД; открытая пористость келловей-кимериджского пласта изменяется от 3,5 до 30-35%, а проницаемость лежит в пределах от 0,1 до 1300 мД, плотность нефти для данного пласта составляет 0,827-0,858 г/см 3 , содержание серы составляет 0,32-0,64%, а силикагелевых смол – 4,8-11,1%. Для Талинского месторождения открытая пористость принимает значения от 17,5 до 18,0%, проницаемость в отдельных зона достигает 1,3-3,5 Д, плотность нефти составляет 0,62-0,70 г/см3, содержание парафинов составляет 3,5%, серы – 0,2%, а смол и асфальтенов – в среднем 4,0% [3]. 17 2 Теоретический обзор методов интенсификации притока на месторождениях Западной Сибири 2.1 Обоснование применения методов интенсификации Состояние призабойной зоны пласта является определяющим фактором в процессе разработки, а также влияет на возможность регулирования процесса фильтрации в нефтяном пласте. Ухудшение фильтрационно-емкостных характеристик пород в призабойной зоне является одной из главных причин снижения продуктивности скважины. Ухудшение фильтрационно-емкостных характеристик пород может происходить в результате первичного и вторичного вскрытия пласта, глушения скважины в процессе ремонтных работ, которые могут сопровождаться вымыванием мелких частиц в поры и трещины горной породы, выпадением асфальтосмолопарафиновых отложений, солей и т.д. На месторождениях Западной Сибири, вследствие содержания глинистого цемента при проведении фильтрации через образцы пород происходит снижение проницаемости в среднем на 30 – 50% по сравнению с водами подземных горизонтов. В результате роста доли трудноизвлекаемых запасов нефти, относящихся к низкопроницаемым коллекторам, а также техногенного воздействия в процессе ввода данных объектов в разработку, вопрос применения методов воздействия на призабойную зону становится все более актуальным. Напрямую на продуктивность скважины влияют два наиболее важных параметра – давление на забое и скин-эффект. Чем ниже забойное давление, тем больше дебит скважины. Однако, слишком большая депрессия – разность между пластовым и забойным давлением – оказывает отрицательный эффект, так как приводит к выпадению АСПО и способствует образованию турбулентного течения жидкости. Скин-эффектом называется дополнительное падение давление на стенке скважины, прибавляемое к основному перепаду давления, вызванного нестационарной фильтрацией в пласте. Безразмерная величина, называя скин-фактором, характеризует степень загрязнения призабойной зоны, который принимает отрицательные значения в случае улучшения состояния 18 призабойной зоны и положительные значения в случае ухудшения. Именно методы интенсификации притока направлены на восстановление и увеличение проницаемости призабойной зоны. На месторождениях страны широко применяются разнообразные методы воздействия на призабойную зону пласта, однако их успешность составляет не более 80%, а в трети скважин затраты на проведения операций превышают стоимость дополнительной добычи нефти. Это связано с тем, что при проведении определенного метода обработки призабойной зоны не до конца учитываются все механизмы воздействия на коллектор. [4] Конкретный выбор метода зависит от естественных и термодинамических свойств и состояния призабойной зоны скважины, литологического состава пород, а также от систематически обновляемого анализа изменения свойств пласта. В таблице 2.1 представлена классификация видов воздействия на призабойную зону пласта [5]. Таблица 2.1 – Распределение методов интенсификации добычи нефти Методы интенсификации вызова притока нефти Химические Механические Тепловые Физические Комплексные Соляно- кислотные обработки Кумулятивны е перфорации Электро- тепловая обработка Виброволнов ое воздействие Виброволновое воздействие с освоением Пенокислот ные обработки Гидравлическ ий разрыв пласта Термоакуст ическое воздействи е Акустическо е воздействие Водоизоляция и виброволновое воздействие Глинокисло тные обработки Сверлящие перфорации Прогрев ПЗП паром Ультразвуко вое воздействие Ультразвуковое воздействие с освоением Обработки с растворител ями и кислотами Имплозионны й метод очистки забоя и пласта Термокисл отные обработки Электроразр ядное воздействие Термогазохими ческое воздействие 19 2.2 Химические методы интенсификации притока Методы химического воздействия на призабойную зону пласта основаны на свойстве горных пород взаимодействовать с определенными химическими веществами, а также на свойствах некоторых веществ влиять на поверхностные и молекулярно-капиллярные связи в поровом пространстве пород. Они могут применяться для терригенных и для карбонатных коллекторов. Методы химического воздействия на пласт позволяют: очистить и расширить каналы для движения флюида из пласта к скважине; образовать новые каналы путем растворения входящих в состав породы минералов; изменить фазовую проницаемость пласта. К наиболее распространенным методам относятся: солянокислотная обработка пласта; глинокислотная обработка пласта; обработка угольной, серной, сульфаминовой кислотами; обработка растворами ПАВ; обработка ингибиторами гидратообразования. [6] При проведении кислотных обработок рабочий раствор кислоты закачивается в пласт при давлении ниже давления разрыва пласта. Стоит отметить, что высока эффективность кислотных обработок характерна лишь при проведении первых двух-трех операций для данного участка, увеличение количества операций на скважине приводит к постепенному снижению эффективности. Характер проведения работ по химической обработке и эффективность результата связаны с состоянием призабойной зоны до обработки, геолого- физической характеристикой коллектора и свойствами рабочих растворов. Процесс химического взаимодействия растворов кислот с породами и время нейтрализации кислот зависят от следующих параметров: пластовые давление и 20 температура, характеры поверхности контакта кислоты с породой, концентрации кислот в растворе, скорости их движения, положение границы раздела кислоты с породой, соотношение объема кислотного раствора и площадь поверхности контакта Процесс обработки скважины может регулироваться скоростью и давлением закачки кислотного раствора. Изменение данных параметров может обеспечить более равномерное распространение реагента по пласту или способствовать образованию трещин и каналов с повышенной проницаемостью. Кислотные обработки подразделяются на избирательные и неизбирательные (нерегулируемые). Нерегулируемая обработка чаще всего проводится на нефтяных скважинах, которыми вскрыт один продуктивный интервал, а также на нагнетательных и газовых скважинах, характеризующихся низким давлением, данный вид обработок может проводить как с НКТ, так и без них. При осуществлении данного метода в скважину закачивается необходимое количество раствора кислоты и ингибитора, после чего закачивается продавочная жидкость. Основное преимущество данного метода заключается в том, что он является менее затратным по времени и средствам, а продукты реакции легче удаляются из пласта. Однако при данном методе становится невозможно контролировать движение кислоты и рабочей жидкости в непродуктивном интервале, что является недостатком. Регулируемая кислотная обработка, в свою очередь, подразделяется на обычную, паекрную, с применением закупоривающих реагентов и комбинированную. При использовании данного метода удается исключить попадание реагента в непродуктивный пласт и обеспечить интенсификацию притока из более плотных интервалов. Регулируемая обработка за счет возможности контроля процесса позволяет более полно использовать рабочий раствор кислоты, что несомненно является преимуществом [7]. 2.2.1 Соляно-кислотная обработка В основе соляно-кислотной обработки призабойной зоны скважины лежит способность соляной кислоты вступать в химическую реакцию с 21 породами, сложенными известняками и доломитами, и растворять их. Таким образом, создается сеть расширенных каналов, которые увеличивают фильтрующую способность пласта, что способствует увеличению продуктивности скважин. В результате реакции соляной кислоты и породы образуются растворимые в воде хлористый кальций (или хлористый магний) и углекислый газ, которые легко выводятся из пласта на поверхность. Наиболее пригодным для использования является раствор HCl с концентрацией 8-15%, в котором на 100 весовых частей водного раствора приходится от 8 до 15 частей чистой соляной кислоты. Чрезмерно большая концентрация соляной кислоты приведет к тому, что нейтрализованный раствор будет иметь слишком высокую вязкость. В случае пластов, сложенных известняками и доломитами, для обработки необходимо использовать именно соляную кислоту, так как другие кислоты, например, серная, в результате реакции с породой образует нерастворимые в воде соли, которые будут осаждаться на забое скважины и закупоривать поры. При высокой неоднородности продуктивного пласта по простиранию и толщине закачиваемая в него кислота проникает в основном в хорошо проницаемые зоны, в следствие чего реакция происходит в призабойной зоне. Существуют методы, которые используют для увеличения радиуса обработки и подключения к работе бездействующих зон пласта. [8] Так, для закачки кислоты в низкопроницаемые пропластки используют кислотные обработки под давлением, а при наличии интервалов с различной проницаемостью применяют поинтервальные обработки. Кислотные растворы, используемые для обработки призабойной зоны пласта, направлены на борьбу с загрязнениями сложных составов, поэтому для повышения эффективности необходимо использовать специальные добавки с различными свойствами. Так, к рабочему раствору HCl из-за его высокой коррозионной активности необходимо добавлять ингибиторы коррозии. Такие вещества снижают степень воздействия раствора на применяемое оборудование. В качестве ингибиторов 22 можно использовать такие вещества, как формалин (с концентрацией 0,6%) – снижает коррозионную активность в 7-8 раз, уникол (с концентрацией 0,25-0,5%) – снижает коррозионную активность в 30-42 раза. Наиболее эффективным ингибитором принято считать катапин А, который является катионоактивным ПАВ, так как при дозировке в 0,1% от объема рабочего раствора кислоты он снижает коррозионную активность в 55-65 раз. Главным недостатком данного вещества является резкое ухудшение защитных свойств при высоких температурах. Также для ускорения и облегчения очистки призабойной зоны от отреагировавшей кислоты и продуктов реакции используются интенсификаторы. Они представляют собой ПАВ, снижающие поверхностное натяжение на границе нефть – нейтрализованная кислота в 3-5 раз. Такие вещества увеличивают эффективность кислотных обработок. Помимо этого, применяются также вещества-стабилизаторы, целью которых является удержание в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции раствора соляной кислоты (HCl) с железом, цементом и песчаниками. Для таких целей используются, например, растворы плавиковой кислоты (HF) и уксусной кислоты (CH 3 COOH). На месторождениях Западной Сибири соляно-кислотные обработки в чистом виде применяются редко, что связано со значительными показателями неоднородности пластов. К тому же, соляная кислота взаимодействует только с карбонатными компонентами пласта, которые составляют лишь часть от общего объема коллектора, и поэтому основная масса пород терригенного коллектора оказывается не охвачена обработкой раствором данной кислоты [5]. 2.2.2 Глино-кислотная обработка Глинокислота или «грязевая» кислота представляет собой кислотную смесь соляной кислоты (HCl), плавиковой кислоты (HF) с концентрацией в среднем 1,5-3% и уксусной кислоты (CH 3 COOH). Глинокислота способна воздействовать на карбонатные, глинистые материалы и частично кварцевые 23 зерна, что позволяет в первую очередь очистить стенки скважины от глинистой пленки и растворение загрязняющих минералов, снижающих проницаемость прискваженной зоны [7]. Глино-кислотная обработка призабойной зоны является более предпочтительным методом, подходящим для условий пластов большей части месторождений Западной Сибири, так как в данных коллекторах содержится алюмосиликатный глинистый материал. Смесь соляной и фтористоводородной кислоты активно взаимодействует с глинами, отчего растворимость глин в глинокислоте намного выше. Необходимость содержания в данной химической смеси соляной кислоты объясняется тем, что при реакции плавиковой кислоты с кварцевым компонентом песчаника образуется фтористый кремний (SiF 4 ). При взаимодействии SiF 4 с водой образуется такие вещества, каккремнефтористоводородная кислота (H 2 SiF 6 ) и кремниевая кислота (Si(OH) 4 ), который при определенных условиях способны образовывать гель, закупоривающий поры. Соляная кислота в данном кислотном растворе необходима для удержания кремниевой кислоты [5]. Повысить эффективность кислотной обработки, снизить затраты на проведения мероприятий по обработке и получить максимальный технологический эффект можно за счет разработки новых составов кислотных растворов. Так, в работе Лачинского К. Н. описывается кислотный раствор на основе соляной и плавиковой кислот, органического растворителя и ПАВ. Опытно- промысловые испытания проводились на призабойной зоне пласта ЮС 2 Востночно-Сургутского и Руссинского месторождений. В результате воздействия кислотного раствора предложенного состава снижение массовой доли минералов глинистого цемента составило для гидрослюды 78%, для каолинита – 91%, а для хлорита – 100%. Дополнительная добыча нефти составила 919 тонн на скважинооперацию, а средняя продолжительность эффекта составила 5,4 месяца. [9] 24 Для высокотемпературных залежей терригенных коллекторов, характеризующихся повышенной карбонатностью, Подопригорой Д. Г. был разработан кислотный состав, содержащий соляную кислоту, муравьиную кислоту, бифторид аммония, эриторбат натрия, гидрофобизатор «ГФ-15», ингибитор коррозии «ИКУ-118». Преимущества данного кислотного состава заключаются прежде всего в низкой скорости реакции с карбонатными и фторосодержащими соединениями, что препятствует образованию нерастворимых соединений и выпадению осадкой, которые затрудняют фильтрацию пластовых флюидов. Компонентный состав предложенного кислотного раствора представлен в таблице 2.2. Таблица 2.2 – Компонентный состав разработанного кислотного состава [10] |