Дипломная работа по СКО призабойной скважины. В данной работе была поставлена следующая задача
 Скачать 111.99 Kb.
|
|
1.3 Характеристика продуктивных горизонтов Характеристика толщин пластов, статистические показатели характеристик неоднородности, характеристика коллекторских свойств и нефтеносности продуктивных пластов (горизонтов) приведены в таблице 1. В разрезе бобриковского горизонта выделяются три песчано-алевролитовых пласта: С6–1, С6–2, С6–3, общая толщина которых изменяется от 6,8 до 13 м, составляя в среднем 10,5 м. Средние общие толщины по пластам С6–1, С6–2, С6- 3 соответственно равны 1,5; 2,3; 2,3 м. Коллекторы пласта С6 – 1 развиты только в северо-западной части месторождения, песчаники С6 – 2 и С6 – 3 залегают полосами разной ширины, реже линзами. Коэффициенты распространения коллекторов по пластам С6 – 1, С6 – 2, С6 – 3 соответственно равны 0,04; 0,59; 0,57, составляя в целом 0,82 доли единицы. Средние нефтенасыщенные толщины пластов С6 – 1, С6 – 2, С6 – 3 соответственно равны 1,2; 1,9; 1,7 м. В сводном контуре нефтеносности средняя нефтенасыщенная толщина в целом по горизонту равна 2,1 м. Коэффициенты вариации нефтенасыщенных толщин по пластам и по горизонту в целом близки между собой и изменяются от 0,53 до 0,65 доли единицы. Средние эффективные толщины пластов С6 – 1, С6 – 2, С6 – 3 соответственно равны 1,7; 2,3; 2,2; м, в целом по горизонту 3,0 м (приблизительно 0,28 доли единицы от общей толщины). Толщина перемычек между пластами С6 – 1, С6 – 2 изменяется от 2,0 (скважина №928) до 2,8 м (скважина №2056), между пластами С6 – 2, С6 – 3 от 0,8 (скважина №936) до 5,0 м (скважина №937). Коэффициент литологической связанности пластов С6 – 2, С6 – 3 равен 0,04 доли единицы, степень гидродинамической связи коллекторов по вертикали низкая. Коэффициенты песчанистости в среднем по горизонту 0,88 доли единицы, расчлененности 1,6. В кровельной части кизеловского горизонта залегают плотные, глинистые известняки, толщиной 2 – 4 м. Ниже залегают известняки органогенные, органогенно-обломочные, прослоями пористые. Количество пористых прослоев и их положение в разрезе горизонта значительно изменяются по скважинам. Общая толщина кизеловской продуктивной пачки равна в среднем 16,6 м, а эффективная толщина – 9 м. Средняя доля коллекторов в целом по пачке составляет 0,55, среднее значение расчлененности 3,18. Нефтенасыщенная толщина 5,1 м. При проектировании приняты: средняя пористость по керну и по геофизическим исследованиям скважин 0,12, нефтенасыщенность – 0,81, насыщенность связанной водой по геофизическим исследованиям – 0,19, проницаемость по гидродинамическим исследованиям скважин равна 0,066 мкмІ. Пористые прослои сгруппированы в заволжском горизонте в две пачки: верхнюю и нижнюю. В кровле каждой пачки залегают сильно глинистые известняки с пропластками аргиллитов, общей толщиной 3–5 м. В разрезе пачки 1 выделяются два прослоя коллекторов. Наиболее развит по площади и имеет лучшие коллекторские свойства нижний прослой. Общая толщина первой пачки изменяется от 2,4 до 17,6 м, в среднем составляет 9,4 м. В разрезе пачки 2 выделяются три прослоя коллекторов. Общая толщина пачки изменяется от 10,4 до 26,2 м, в среднем равна 19,9 м. По горизонту в целом толщина изменяется от 17,6 до 46,6 м. Характерно уменьшение толщины в юго-восточном направлении. Нефтенасыщенная толщина в целом по заволжскому горизонту изменяется от 0,6 до 23,4 м, в среднем 5,3 м. Средние нефтенасыщенные толщины пачек 1 и 2 соответственно равны 2,9 и 3,9 м. Доля коллекторов в разрезе первой пачки составляет 0,49, а в разрезе второй пачки 0,53, в целом по заволжскому горизонту 0,42. Коллекторские свойства известняков заволжского горизонта несколько ниже, чем известняков кизеловского горизонта. Пористость коллекторов по обеим пачкам близка и составляет 0,092 – 0,095, а проницаемость 0,0015 – 0,0041 мкмІ. По данным гидродинамических исследований скважин проницаемость заволжского горизонта равна 0,062 мкмІ. Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, определенные по промыслово-геофизическим данным, равны, соответственно 0,093 и 0,767. По геофизическим данным разрез пачки Д представлен плотными непроницаемыми по данным микрозондов породами, среди которых встречаются тонкие прослои, имеющие характеристику поровых терригенных пород. На основании указанных данных коллекторы пачки Д отнесены к порово-трещинному и поровому типам. В подошвенной части пачки прослои известняков с повышенной глинистостью отнесены к не коллекторам. Общая толщина коллекторов пачки Д составляет 28 – 35 м, максимальная нефтенасыщенная толщина равна 25,4 м. По данным лабораторных исследований среднеарифметическое значение пористости составляет 0,024 доли единицы. Принятая величина пористости по геофизическим данным равна 0,028, величина нефтенасыщенности – 0,8. Большинство образцов по керну непроницаемые или имеют проницаемость менее 0,005 мкмІ. По промыслово-геофизическим данным проницаемость пачки Д составляет 0,093 мкмІ. Породы – коллекторы пласта Д1 сложены кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Цемент глинистый или карбонатный, контактового, пленочного или неполнопорового типов. Коэффициент распространения коллекторов 0,97. Выделяются полосообразные зоны повышенной толщины, ориентированные с северо-запада на юго-восток. Эффективная толщина пласта изменяется от 0,8 м до 13,4 м, в среднем составляет 5,5 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина 3,1 м. По керну пористость песчано-алевролитовых пород достигает 0,23 доли единицы, а проницаемость – 0,854 мкмІ. 1.4 Физико-химические свойства пластовой нефти, газа и жидкости Изучение свойств нефтей Копей – Кубовского месторождения в пластовых условиях проводились в лаборатории пластовых нефтей БашНИПИнефть. Газовый фактор не высок и колеблется по различным объектам от 26,8 (заволжский горизонт) до 19,5 м і/т (кизеловский горизонт). Величина давления насыщения по горизонтам колеблется от 5,2 (заволжский горизонт) до 5,7 МПа (верхнефаменский подъярус, пачка Д). Только по пласту Д1 давление насыщения равно 8,1 МПа. Плотность нефти в пластовых условиях колеблется от 849 (заволжский горизонт) до 870 кг/м і (бобриковский горизонт). Соответственно объемный коэффициент нефти заволжского горизонта выше, чем по другим пластам и равен 1,077. Вязкость в пластовых условиях изменяется от 6 (заволжский горизонт) до 12,6 мПа*с. Исследование свойств поверхностных нефтей проводилось в лаборатории Туймазинской ГПК и в ЦНИПР НГДУ «Октябрьскнефть». Плотность нефтей по поверхностным пробам выше, чем по глубинным пробам, приведенным в поверхностные условия, за счет содержания воды, и изменяется от 876 до 889 кг/м і (заволжский горизонт и пласт Д1). Нефть заволжского горизонта наиболее легкая, менее вязкая. Она имеет пониженную температуру начала кипения (53°С) и наибольший выход бензиновых фракций. Содержание асфальтенов в ней по сравнению с нефтями других пластов низкое (13,7%). Все нефти Копей – Кубовского месторождения относятся к тяжелым, высоковязким и сернистым нефтям. Нефти имеют повышенное содержание асфальтенов (14 – 18%). Содержание серы находится в пределах 1,5–3,9%. Во всех пробах, кроме бобриковского горизонта и пласта Д1 пашийского горизонта, присутствует сероводород. В компонентном составе нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти продуктивных горизонтов присутствуют углеводороды от метана до пентана с преобладанием метана и азота. Пластовая вода представляет собой метаморфизированный рассол хлоркальциевого типа. Общая минерализация изменяется в пределах от 160,1 г/л до 314,8 г/л. Плотность в среднем варьирует от 1157 до 1172 кг/м і. Вязкость воды продуктивных горизонтов в пластовых условиях составляет 1,5–1,6 мПа*с. 2. Динамика и состояние разработки Копей-Кубовского месторождения 2.1 Анализ показателей разработки На 01.01.1999 года на месторождении зафиксированы следующие показатели разработки. Добыча нефти с начала разработки составила 4392483 т, в том числе за последний год (1998) 81319 т (среднесуточный дебит 224,7 т/сут). Добыча воды с начала разработки составила 13961312 т или 12014073 мі, в том числе за последний год 579207 т или 497537 мі (среднесуточный дебит 1767,5 т/сут или 1518,0 мі). Соответственно, количество добытой жидкости: в поверхностных условиях – с начала разработки 18353795 т или 16991847 мі, за 2000 год 660526 т или 589544 мі (среднесуточный дебит 1992,1 т/сут или 1772,5 мі), в пластовых условиях – с начала разработки 17366390 мі, за 2000-ый год 594615 мі (среднесуточный дебит 1786,1 мі). Количество добытого попутного газа выражается следующими цифрами: за весь период разработки месторождения добыто 96332,0 тыс. м3 попутного газа, за последний год – 1528,1 тыс. мі (средний газовый фактор составил 16,7 мі/т). Конечная обводненность на начало 1999 года составила: весовая – 76,07%, объемная поверхностная – 70,70%, объемная пластовая – 69,18%. При чем обводнен весь добывающий фонд скважин (153 скважины). Они распределяются по проценту обводненности продукции следующим образом: с обводненностью от 20% до 50% работают 35 скважин, от 50% до 90% – 104 скважины, от 90% до 98% – 14 скважин, свыше 98% – 1 скважина. Водный фактор составил 2,2 мі/м і или 3,2 т/т за весь период разработки (за последний год – 5,1 мі/мі или 7,1 т/т). Системой поддержания пластового давления закачано: с начала разработки закачено 21438920 мі воды, за 1998 год 844710 мі (среднесуточная закачка 2355,5 мі/сут). В том числе внутриконтурная закачка составила 5506455 мі за весь период разработки. При этом пресной воды было закачано 2147992 мі, сточной – 18509607 м і, пластовой – 781321 м і. Компенсация отбора закачкой – 123,45% за весь период разработки. Средняя приемистость одной скважины составляет 80 мі/сут. Средний дебит в целом по добывающим скважинам равен: по нефти – 1,6 т/сут, по жидкости – 13,9 т/сут или 12,4 мі/сут. Его величина в зависимости от способа эксплуатации скважин составляет: при эксплуатации ЭЦН: по нефти – 4.3 т/сут, по жидкости – 113,4 т/сут или 98,7 мі/сут; при эксплуатации ШГНУ: по нефти – 1,3 т/сут, по жидкости – 5.3 т/сут или 4,9 мі/сут. Динамика показателей разработки Копей – Кубовского нефтяного месторождения (с начала разработки) приведена на рисунке 2, а анализ показателей разработки за 1995–1999 года приведен в таблице 2. Таблица 2. Анализ показателей разработки за 1995–1999 годы
2.2 Характеристика фонда скважин В настоящее время Копей-Кубовское месторождение разрабатывается в соответствии с «Проектом разработки Копей-Кубовского месторождения», составленным в БашНИПИнефть в 1984 году. Проектным документом выделялось пять объектов разработки (сверху вниз): – залежи нефти в песчаниках бобриковского горизонта; – залежи нефти в карбонатах кизеловского горизонта; – залежи нефти в карбонатах заволжского горизонта; – карбонатные залежи нефти верхнефаменского подъяруса; – залежи нефти песчаного пласта Д1 пашийского горизонта. Всего было рассмотрено два варианта разработки, рекомендовался к внедрению и был утвержден второй вариант. В соответствии с утвержденным вариантом предполагалось завершить разбуривание залежей нефти пласта С6, усовершенствовать действующую систему поддержания пластового давления (ППД). Кроме того, предусматривался большой объем работ по переводу скважин с нижележащих объектов. Всего было запроектировано бурение 92 добывающих, 32 нагнетательных скважин и осуществление возврата 52 скважин. ППД рекомендовалось осуществлять закачкой сточных вод. По состоянию на 01.01.1999 год на залежи нефти пробурено 206 скважин из них 34 нагнетательные. Эксплуатационный фонд составляет 160 добывающих (в том числе 11 многообъектных) и 34 нагнетательных скважин. Дающих продукцию – 145 добывающих (11 скважин оборудованы электроцентробежными насосами (ЭЦН) и 134 оборудованы штанговыми глубинно-насосными установками (ШСНУ)) и 30 нагнетательных скважин. Действующий фонд – 153 добывающих и 31 нагнетательных скважин. Бездействующий фонд – семь добывающих и три нагнетательных скважин. Водозаборные – три скважины. Во временной консервации – шесть действующих скважин и одна нагнетательная. Пьезометрические – девять скважин. Ликвидированные – 27 скважин (11 – после эксплуатации, 16 – после бурения). По месторождениям скважины распределяются следующим образом: а) бобриковский горизонт: 24 добывающих и десять нагнетательных скважин действующего фонда, две добывающих скважины бездействующего фонда (шесть скважин оборудовано ЭЦН, 18 – ШСНУ), две скважины пьезометрические, семь скважин ликвидировано после эксплуатации, две скважины ликвидированы после бурения; б) кизеловский горизонт: 63 добывающих и 14 нагнетательных скважин действующего фонда, две добывающие скважины бездействующего фонда (62 скважины оборудованы ШСНУ и одна скважина оборудована ЭЦН), шесть скважин пьезометрических и три скважины во временной консервации; в) заволжский горизонт: 17 добывающих скважин действующего фонда, одна добывающая скважина бездействующего фонда (17 скважин оборудовано ШСНУ), одна скважина находится во временной консервации; г) верхнефаменский подъярус: 29 добывающих и три нагнетательных скважин действующего фонда, пять добывающих и одна нагнетательная скважины бездействующего фонда (одна скважина оборудована ЭЦН, 28 – ШСНУ), одна скважина пьезометрическая, две скважины ликвидированы после эксплуатации, семь скважин ликвидировано после бурения, одна нагнетательная скважина во временной консервации; д) пашийский горизонт, пласт Д1: 12 добывающих и три нагнетательных скважин действующего фонда (одна скважина оборудована ЭЦН, 11 – ШСНУ), одна скважина ликвидирована после эксплуатации, пять скважин ликвидированы после бурения. В НГДУ «Октябрьскнефть» в качестве способов эксплуатации скважин используются следующие: а) эксплуатация погружными центробежными электронасосами (ПЭЦН); б) эксплуатация штанговыми глубинно-насосными установками (ШСН); в) эксплуатация диафрагменными насосами (УДН). На Копей-Кубовском месторождении, которое рассматривается в этой работе, применяются только два первых способа эксплуатации (ПЭЦН и ШСНУ). Большинство скважин в НГДУ и, в частности, на Копей – Кубовском эксплуатируются штанговыми глубинно – насосными установками, но так как ШСНУ отличаются малыми дебитами, то большая часть добытой жидкости приходится на электроцентробежные насосы. На Копей – Кубовском месторождении 142 скважины оборудованы установками ШСНУ и только десять скважин оборудованы ПЭЦН. В штанговых глубинно – насосных установках применяются следующие типы насосов: а) вставные, например, НВ1Б-29–12–15, НВ1Б-32–18–15, НВ1Б-57–60–12, НВ1Б-44–18–15. Первые две буквы и цифра в марке обозначают тип насоса (НВ – насос вставной), третья буква – исполнение по цилиндру, следующие две цифры – размер насоса, диаметр в миллиметрах (для НВ1Б диаметр может варьироваться в пределах от 29 мм до 57 мм), следующие две цифры – ход плунжера в миллиметрах, уменьшенный в 100 раз (ход плунжера может быть от 1200 мм до 6000 мм), следующие две цифры – напор, уменьшенный в 100 раз. Идеальная подача (при 10 двойных ходах в минуту) у насосов типа НВ1Б варьируется от 11,4 м3/сут до 220,4 м3/сут; б) невставные, например, НН2Б-32–12–12, НН2Б-44–35–15, НН2Б-57–45–12, НН2Б-95–30–08 (НН – насос не вставной). Диапазон изменения хода плунжера – от 1200 мм до 4500 мм, диаметра насоса – от 32 мм до 95 мм, идеальной подачи – от 14 м3/сут до 459,2 м3/сут. 3. Классификация кислотных обработок, условия их эффективного применения в НГДУ «Октябрьскнефть» Проблема повышения нефтеотдачи пластов в условиях естественного снижения извлекаемых запасов нефти, длительно разрабатываемых месторождений стала крайне актуальной, так как для большинства залежей и месторождений коэффициент нефтеотдачи редко достигает 0,4 – 0,55. К весьма сложным и специфическим особенностям строения коллекторов и свойств насыщающих их флюидов, несовершенству первичного вскрытия коллекторов в процессе бурения и освоения в период эксплуатации добавляются свои осложнения, обусловленные изменением термодинамических условий вблизи призабойной зоны пласта (ПЗП) в процессе выноса продукции скважин, а также при ремонте скважин, когда ПЗП загрязняется в результате проникновения соответствующих рабочих жидкостей и физико-химических, механических изменений. Изменения во времени продуктивности скважин – одна из причин нарушения режимов отбора, что приводит к неравномерному обводнению и образованию целиков нефти, резкому ухудшению технико-экономических показателей эксплуатации месторождения. Заданная характеристика ПЗП может обеспечиваться при своевременном воздействии на породу для изменения их параметров. Все это обуславливает необходимость широкого использования на малоэффективных залежах разнообразных методов обработок призабойной зоны (ОПЗ) и методов интенсификации добычи нефти (МИДН), чему в НГДУ «Октябрьскнефть» уделяется большое внимание. Достаточно сказать, что в результате применения МИДН дополнительная добыча нефти по НГДУ из года в год растет (таблица 3 и рисунок 3) и в 1998 году составила 118,1 тыс. т. (c учетом переходящего эффекта от обработок предыдущих лет) или 12,5% от общей добычи по НГДУ. Если учитывать только мероприятия по интенсификации добычи нефти, связанные с обработкой ПЗП – кислотные обработки, гипано – кислотные обработки (ГКО), термогазохимическое воздействие (ТГХВ), обработкой пеной, ПАВ, очистка ПЗП пластоиспытателями (ИП), гидроударами, и т.д., которые входят составной частью в МУН (дополнительная добыча при этом рассчитывается за один скользящий год), то эта составляющая также растет из года в год и в 1998 году составила 36,1 т.т. или 4,0% от общей добычи по НГДУ. Многообразие всех пород, слагающих нефтеносные коллекторы, может быть охарактеризовано тремя наиболее представительными горными породами: известняком, доломитом и песчаниками. Наиболее распространенными сочетаниями указанных пород являются глины, аргиллиты и алевролиты. Метод и эффективность воздействия на горные породы определяются, как правило, их типом и литологической характеристикой. В этих условиях в НГДУ «Октябрьскнефть» большое значение приобретает работа с карбонатным фондом скважин, применением кислотных обработок и их различных модификаций с учетом ухудшения условий эксплуатации, роста обводненности продукции, ухудшения структуры фонда. Эффективность данного вида обработок зависит от того насколько глубоко кислота прошла в пласт, так как при этом возрастает вероятность вовлечения в работу ранее не вскрытых целиков нефти, создается больше путей для притока нефти в призабойную зону пласта (ПЗП). При реакции с HCl с известняками образуется СО2. Углекислый газ, способствует увеличению скорости реакции, так как при его выделении в виде пузырьков происходит перемешивание раствора и продуктов реакции, вовлечение в процесс реакции новых порций неотработанного кислотного раствора. Из справочных источников известно, что при температуре взаимодействия плюс 20°С, при давлении более 5,65 МПа реакция происходит без выделения углекислого газа, то есть СО2 остается в растворенном состоянии. Отсюда следует, что при повышении давления реакция кислоты с породой замедляется, появляется возможность продавить раствор дальше в пласт. Из практики кислотных воздействий известно, что с увеличением кратности обработок, давления закачки падают, скорость реакции возрастает. Тем самым действие кислоты ограничивается к растворению карбонатов в непосредственной близости от ствола скважины. Используя созданную базу в качестве исходной рабочей, полученный материал был отсортирован по основным зависимостям в целом по всем видам обработок: кратность – эффективность, давление закачки – эффективность, дебит обработки, обводненность режимная до обработки, накопленная добыча воды на момент обработки, статический уровень. После сопоставления этих данных со средними значениями по простым кислотным обработкам в зависимости от кратности и обводненности можно сделать выводы в применимости к данным условиям. 3.1 Солянокислотные обработки Анализ большого числа простых солянокислотных обработок (197) на нефтяных залежах НГДУ «Октябрьскнефть» показал, что высокая успешность этих обработок (по дополнительно добытой нефти на одну обработку от 494,8 т до 373,3 т) соответствует безводному периоду разработки или периоду начального обводнения залежей (до 20%). При обводненности свыше 30 – 40% средняя эффективность резко падает (в пять раз). При давлении свыше 5,65 МПа и t = 20°C (средняя температура против призабойной зоны пластов скважин НГДУ «Октябрьскнефть» 24°С) скорость взаимодействия кислоты с породой при дальнейшем повышении давления практически не изменяется. Значит, при этих давлениях основную роль играет линейная скорость закачки кислоты, которая позволяет сократить время контакта кислоты с породой, что способствует продвижению кислоты в активном состоянии вглубь пласта, увеличению степени охвата пород пласта за счет высоких перепадов давления и вовлечению в работу малопроницаемых участков. Из опыта гидроразрыва пласта на скважинах НГДУ «Октябрьскнефть» установлено, что развитие трещин, приводящих к гидроразрыву происходит при давлениях 18–25 МПа. Поэтому при первичных солянокислотных обработках не следует создавать давление свыше 12–15 МПа. При достижении этих давлений должна выдерживаться кислотная ванна в течении определенного времени (30–120–240 мин), достаточного для снижения давления и разъедания наибольшего числа каналов, по которым в последствии пойдет закачиваемая кислота вглубь пласта, что дает возможность повторных эффективных обработок в дальнейшем, когда кислота пойдет по уже раздренированной сети каналов разъедания. В обратном случае существует вероятность создания преимущественной трещины, по которой в последующем при повторных обработках будет проникать кислота. При этом эффективность обработки резко падает. 3.2 Пенокислотные обработки При снижении давления закачки ниже критического необходимо дополнительное торможение химического взаимодействия между кислотой и породой и в первую очередь путем повышения давления в области реагирования. Применение кислотных пен решает эту задачу. При пластовых давлениях в залежах ниже гидростатических и в особенности с низкой проницаемостью предпочтительнее применение кислотных составов с повышенной проникающей способностью – газированные кислотные растворы с добавками ПАВ. Применение кислотных пен позволяет создать повышенные давления на устье скважины в связи с тем, что пены являются двухфазными структурированными упругими системами, что создает дополнительные сопротивления при фильтрации через пористую среду и создает условия для большого охвата кислотой продуктивной толщины пласта. Эффект может быть получен как за счет расширения интервала притока жидкости из пласта, так и за счет обработки удаленных от ствола скважины участков пласта вследствие меньшей скорости растворения известняков в кислотной пене. Однако эффективность пенокислотных обработок скважин зависит от многих случайных технических и технологических причин, а также от геолого-физических условий. Именно поэтому приросты добычи нефти от обработок различных скважин неодинаковы и колеблются в широких пределах. Наибольшие приросты добычи нефти от пенокислотных обработок получены при значениях средневзвешенной пористости 4 – 7%. Высокая эффективность обработок скважин с такой пористостью объясняется большими остаточными запасами нефти в участках с невысокой пористостью, т.е. малой текущей нефтеотдачей, вызванной низкой проницаемостью этих пород. Небольшая эффективность обработок скважин, расположенных на участках пласта с пористостью менее 4%, связана с небольшими запасами в них нефти, а также с усилением отрицательного влияния продуктов реакции на фазовую проницаемость для нефти. Участки же пласта с большими значениями пористости и проницаемости, в основном, дренированы, и нефть в них находится в пленочном состоянии. В этих условиях увеличение проницаемости за счет пенокислотных обработок не приводит к значительному усилению притока нефти. В результате исследований в ЦНИПР «Ишимбайнефть» установлено, что наибольшее замедление скорости реакции кислотной пеной с карбонатной породой соответствует степени аэрации единица для всех скоростей закачки кислотного раствора ПАВ. С увеличением степени аэрации глубина проникновения активной кислоты в пласт уменьшается. При давлении ниже 0,60 МПа оптимального значения степени аэрации кислотной пены не наблюдается в связи с выделением одного из продуктов реакции в форме СО2, что способствует увеличению скорости реакции за счет интенсивного перемешивания раствора кислоты пузырьками свободного СО2. Ряд исследователей рекомендует в качестве поправки к обычной технологии закачки проводить пенокислотную обработку на максимально возможной скорости агрегата с соблюдением степени аэрации единица и в середине обработки уменьшить подачу воздуха в два раза. На практике фактор степени аэрации не всегда учитывался, этому вопросу не уделялось должного внимания, чем объясняется ряд неудачных обработок. Сравнение параметрической характеристики до и после кислотной обработки пенами показывает увеличение степени охвата пласта по толщине по сравнению с простыми кислотными обработками в три раза за счет особых свойств пен: малая плотность, повышенная вязкость, структурные свойства. 3.3 Термопенокислотные обработки При сравнимых кратности обработок kr = 3,3, Pzak = 3,54 МПа, дебита нефти до обработки Q1 = 2,3 т/сут комбинированная термопенокислотная обработка по эффективности выше пенокислотной обработки – 511,6 т на одну обработку против 410,6 т, что объясняется отмывом асфальтово – смолисто – парафиновых отложений (АСПО) В ПЗП и снятием блокировки действия органических отложений высокой температурой в зоне отложений этих веществ. На всех площадях, где применялся этот метод, получены высокие результаты по эффективности (от 451 т до 736 т на одну обработку). В настоящее время обработки с использованием компрессора не применяются из-за запрещения работ без дополнительных мероприятий безопасности. 3.4 Нефтекислотные обработки Наиболее эффективным способом замедления нейтрализации соляной кислоты при обработке скважин и расширения радиуса химического воздействия на пласт нужно считать применение гидрофобных солянокислотных эмульсий. Применение высоковязких эмульсий позволяет избирательно обрабатывать мало проницаемые участки, создаются условия для вовлечения в работу новых пропластков, ранее не подвергнутых действию кислоты. Вдобавок выше сказанному нейтрализация кислоты, входящей в состав закачиваемой в пласт эмульсии, происходит намного медленнее, чем нейтрализация чистого раствора кислоты. Закачивание вслед за кислотной эмульсией раствора соляной кислоты встречает дополнительное препятствие со стороны высоковязкой эмульсии, занявшей раздренированные каналы пласта, и воздействием чистым раствором кислоты охватываются малопроницаемые участки при повышенных давлениях. Учитывая, что в пласте замедляется растворение карбонатных пород в соляной кислоте вследствие большого давления и накапливания продуктов реакции, при разработке составов гидрофобных эмульсий нужно обеспечить их потенциальную коллоидную неустойчивость и минимальную вязкость. Практически всем продуктивным отложениям, а в особенности карбонатным, в той или иной степени присуща трещиноватость. Отличительной особенностью таких коллекторов является продуцирование притоков нефти как макро – и микротрещинами, так и пустотами скелета породы. Соотношение трещинной и матричной (блоковой) проницаемости, а соответственно и продуктивностей тесно связано с условиями, в которых находится продуктивный пласт. При вскрытии коллектора скважиной тангенциальные (кольцевые) и нормальные напряжения горного давления стремятся сомкнуть или сузить проходное сечение трещин, что зачастую приводит к полному исключению трещиноватости из сферы фильтрации пластовых флюидов. В результате коллектор смешенного типа может проявлять себя как поровый. Повышение забойного (пластового) давления, противодействующего сжимающим напряжениям, дает обратный эффект: сомкнутые микротрещины раскрываются, вследствие чего резко возрастает трещинная проводимость. В ряде смешанных коллекторов трещинные системы содержат весьма значительные объемы пластовых флюидов. Для временного отключения поровой части коллектора при НКО закачивается тампон из высоковязкой эмульсии, приемистость поровой части коллектора снижается, увеличение устьевого давления позволяет раскрыть микротрещины, дальнейшее нагнетание нефтекислотной эмульсии и кислоты приводит к обработке трещин, в итоге коллекторские свойства пласта резко возрастают. 3.5 Нефтепенокислотная обработка Заметим, что при сравниваемой кратности нефтекислотных обработок с пенокислотными применение нефтепенокислотных эмульсий позволяет создавать более высокие давления закачки – 5,7 МПа против 3,32 МПа. В условиях больших значений толщин пласта и радиуса зоны, измененной проницаемости, предпочтение следует отдавать технологическим схемам, обеспечивающим поинтервальное воздействие на породу. В этом смысле хорошо показали себя нефтепенокислотные обработки – направленные обработки кислотной пеной с предварительной закачкой высоковязкой нефтекислотной эмульсии и продавкой кислотной пеной большим объемом воздуха. Закачиваемая высоковязкая нефтекислотная эмульсия перекрывает ранее обработанные нижние интервалы продуктивной части пласта, что позволяет осуществить закачку пены в верхние неотработанные интервалы. 3.6 Кислотные обработки скважин с близким положением ВНК Как показывает опыт проведения солянокислотных обработок в пластах с близким положением ВНК, как правило приводит к быстрому преждевременному или резкому обводнению продукции скважин. Например в скважину N1428 в пласт (1414–1432 м, ВНК на глубине 1433,4 м.) с близким положением ВНК закачали большой объем 18 мі солянокислотного раствора 15% концентрации, обводненность продукции, до обработки равная 26%, резко достигла 70%. Аналогично, по скважине N1443 (пласт 1333,6 – 1374 м, ВНК на глубине 1348 м, HCl – 12 мі – 15%) обводненность, равная 12%, увеличилась до 40 – 67%. И таких примеров много. В НГДУ «Октябрьскнефть» предложена и успешно опробована на многих скважинах технология проведения кислотных обработок пластов с близким положением ВНК. Предварительно в пласт на малой скорости закачивается вязкая жидкость – нефть смешанная с соленой водой плотностью 1,18 – 1,19 г./смі с целью заполнения наиболее проницаемых пор, потенциальных каналов обводнения, и создания буферной оторочки между прострелянной части пласта и ВНК на пути продвижения кислоты. Затем в пласт задавливается малый объем кислоты с малым объемом продавочной жидкости во избежании прорыва воды в скважину. 3.7 Поинтервальные солянокислотные обработки Пласты заволжских слоев по коллекторским свойствам отмечаются разнородной проницаемостью и большой продуктивной мощностью, состоящей из нескольких пропластков. Кислотный раствор стремится идти по наиболее проницаемым и раздренированным путям, разъеденным в процессе предыдущих кислотных обработок. Тем самым совершается малая полезная работа действия кислоты в порах и трещинах большого диаметра. Возникает необходимость блокировки высокопроницаемых интервалов и задавливания кислоты в наименее проницаемые. В связи с этим возникает необходимость в раздельной обработке двух и более пропластков. В процессе вовлечения в эксплуатацию скважин зачастую производятся работы по приращению верхнего или нижнего пропластков турнейского яруса после чего осуществляется раздельная обработка, так как ранее вскрытые и обработанные пропластки обладают сетью раздренированных каналов и преимущественной приемистостью. В НГДУ «Октябрьскнефть» разработано оборудование для раздельной обработки (РСКО) двух и более пропластков за один спуско-подъем инструмента. 3.8 Гипано-кислотная обработка В НГДУ «Октябрьскнефть» была создана технология проведения гипанокислотных обработок позволяющая проводить воздействие на пласт при повышенной обводненности. Суть метода заключается в следующем: в ПЗП в определенной последовательности и в рассчитанных количествах закачиваются коагулятор (СаСl2), полимер (гидролизированный полиакрилонитрил – гипан) и соляная кислота. Коагулятор насыщает проводящие каналы обводненной толщи пласта, полимер при контакте с пластовой водой образует гелеобразную массу, препятствующую поступлению воды в скважину, а кислота открывает новые каналы в нефтяной толще пласта. В результате анализа были сделаны следующие выводы. При низких средних значениях дебитов Q1 = 0,9 т/сут, высокой обводненности V1 = 72,9% и отбора воды с начала разработки (Qв < cнр >) = 14,7 тыс. мі (удельный отбор Q'в< снр > = 1,62 тыс. мі на 1 метр вскрытой толщины пласта), когда другие методы обработок неэффективны или малоэффективны, применение гипанокислотных обработок (ГКО) позволило дополнительно добыть 227,6 тонн нефти на одну обработку за один скользящий год. Отметим, что 46,2% обработок в диапазоне обводненности V1 = 51 – 60% пришлось на долю ГКО и 796% обработок в диапазоне V1 от 61 до 100%. Если выделить и проанализировать интервал V1 от 81 до 90%, то можно сделать вывод, что гипанокислотные обработки по прежнему эффективны – 266 тонн дополнительной нефти на одну обработку за скользящий год или 1320,6 тонн за все время продолжительности эффекта (5 – 6 лет). Примером послужит скважина 2140, в которой гипано – кислотная обработка проводилась дважды: 1990 и в 1997 годах. Скважина 2140 Копей – Кубовского месторождения введена в эксплуатацию 17.02.89 года с начальным дебитом 9,5 мі / сут при обводненности 55%. В процессе эксплуатации обводненность возрасла до 71%. В процессе бурения скважиной был вскрыт турнейский ярус (глубина 1378–1421 м) представленный в интервале: 1378–1392 м известняк коричневато – серый, органогенный, нефтеносный; 1392 – 1421 м известняк светловато серый, плотный, органогенный, водоносный; Глубина скважины 1391 м; Интервал перфорации пласта 1379–1389 м; Рпл – 13,76 МПа. Таблица 4. Эффект от проведения гипано-кислотной обработки по скважине 2140 с начала внедрения метода и по переходящему эффекту
На момент первой обработки скважины в 1990 году дебит нефти составлял – 3 т/сут, обводненность – 75%, дебит жидкости – 13,5 мі/сут На момент второй обработки скважины в 1997 году дебит нефти составлял – 0,8 т/сут, обводненность – 72%, дебит жидкости – 3,1 мі/сут. Эффект от проведения гипано – кислотной обработки по скважине 2140 с начала внедрения метода представлен в таблице 4. 4. Проектирование проведения гипано-кислотной обработки призабойной зоны пласта Турнейского яруса Копей-Кубовского месторождения В связи с переходом в завершающую стадию разработки «старых» месторождений НГДУ «Октябрьскнефть», эксплуатирующих, главным образом, пласты терригенного девона, в последнее время возросла роль карбонатных коллекторов и их удельный вес в добыче нефти. На сегодняшний день карбонатный фонд превышает 60% всего эксплуатационного фонда скважин. По сложившейся практике для интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов применяются различные модификации солянокислотных обработок (простые кислотные, пенокислотные, термокислотные, нефтекислотные). Как правило, все они делаются при обводненности добываемой жидкости не выше 20%, для нефтекислотных – не выше 50%. Количество таких скважин не превышает 40% от карбонатного фонда НГДУ. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||