ОСОБЕН.ПРИМЕН.МЕТ.СКО В КАВЕРНОЗНО-ТРЕЩ.КАРБ... В. Н. Напалков, Н. Г нургалиева, И. Н. Плотникова Особенности применения метода солянокислотной обработки
 Скачать 467.57 Kb.
|
|
3 (31) 2009 44 В.Н. Напалков, Н.Г Нургалиева, И.Н. Плотникова Особенности применения метода соляно-кислотной обработки... Рис. 2. Иглайкин- ская площадь, скв.8078. Нижне- казанский подъя- рус, камышлинс- кий горизонт. До- ломит образован- ный по первично- му оолитовому из- вестняку. Рис. 1. В.Н. Напалков, Н.Г Нургалиева, И.Н. Плотникова Казанский государственный университет, Казань nouria.nourgalieva@ksu.ru ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА СОЛЯНО-КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ В КАВЕРНОЗНО-ТРЕЩИНОВАТЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ В статье рассмотрены особенности применения соляно-кислотной обработки (СКО) кавернозно-трещино- ватых коллекторов на месторождениях высоковязкой нефти и битумов. Проанализированы возможные причи- ны отрицательных результатов СКО. Обоснована необходимость использования природных особенностей би- тумного тела и его резервуара при проведении СКО в карбонатных коллекторах пермских отложений. Ключевые слова: соляно-кислотная обработка, кавернозно-трещинный коллектор, карбонатные породы, эффективность, закачка, битумы, нефть. Метод соляно-кислотной обработки (СКО) продуктив- ных карбонатных пород-коллекторов широко применяет- ся в нефтяной промышленности. В настоящее время раз- работано и внедрено в производство большое количество разнообразных технологий СКО, позволяющих эффектив- но применять их в конкретных условиях. Все они основы- ваются на учете особенностей вещественного состава пород, структуры пустотно-порового пространства и фа- зовой проницаемости продуктивных пластов. Большин- ство технологий СКО актуально для залежей подвижной маловязкой нефти, запасы которых в пределах Урало-По- волжья значительны. В связи с этим неизбежно ведутся работы по совершенствованию существующих и разра- ботке новых технологий, особенно применительно к спе- цифике залежей высоковязких нефтей и битумов. При этом существенным фактором является оценка возможностей эффективного воздействия модификаций СКО с учетом конкретных показателей фазовой проницаемости продук- тивного коллектора. Вопрос обеспечения фазовой проницаемости продук- тивного пласта решается с помощью тепловых и химичес- ких методов. Оптимальное решение этого вопроса долж- но быть основано на более полной оценке и учете геоло- гических условий каждого конкретного месторождения. В настоящей работе обсуждаются особенности при- менения СКО на залежах высоковязкой нефти в карбонат- ных кавернозных и трещиноватых коллекторах. Известно, что эти залежи, установленные, например, в верей-баш- кирских отложениях, на нижних ступенях Мелекесской впадины, являются одними из наиболее сложных объек- тов для разработки, так как характеризуются низким коэф- фициентом нефтеотдачи и быстрым обводнением продук- ции. По данным (Насибуллин, Васясин, 2008) cложное стро- ение карбонатных коллекторов Аканского месторождения выражается в затрудненном расчленении и корреляции разрезов по мате- риалам ГИС из-за большого числа плотных и быстро замещающихся карбонатных про- слоев. По сравне- нию с турнейскими карбонатами для верей-башкирских карбонатов характерно более высокое содержание нера- створимого остатка, что приводит к увеличению времени нейтрализации кислоты. Существенным достижением ра- бот, выполненных под руководством Г.И. Васясина, явля- ется разработка композиций с замедлителем реакции на моделях пластов. Однако следует заметить, что примене- ние этих композиций в реальных пластах часто осложня- ется структурой трещин, их густотой, степенью раскры- тости и направленностью. Учет этих параметров исклю- чительно важен для достижения положительного эффекта от СКО и последующего освоения скважин. К сожалению, изучение кернового материала сводится, в основном, к рассмотрению вещественного состава матрицы породы, а также очертаний, размеров и взаимного расположения зерен и форменных элементов, слагающих матрицу поро- ды и цементирующее вещество. Ориентированный керн изучается крайне редко, поэтому практически отсутству- ют данные о трещиноватости пород, оказывающей значи- тельное влияние на фильтрацию флюидов в резервуаре месторождений. В какой-то степени эта проблема может быть решена за счет кавернометрии и фотографирования стенок скважины в продуктивном интервале (как практи- ковалось в ТатНИПИнефть). Но и этот способ чреват труд- ностями из-за невозможности качественной отмывки сте- нок скважины с вязкой нефтью. В определенной степени, переход от лабораторных моделей пласта к реальным условиям разработки лежит через опытно-промышленные работы. Показательным примером является опыт разработки трещиноватых кол- лекторов башкирской залежи высоковязкой нефти на опыт- ном участке N2 залежи 302 Ромашкинского месторожде- ния (Комплексные исследования..., 2003.). Продукция сква- УДК: 622.276 3 (31) 2009 45 В.Н. Напалков, Н.Г Нургалиева, И.Н. Плотникова Особенности применения метода соляно-кислотной обработки... жины характеризуется начальной большой и затем быст- ро растущей обводненностью. Это, несомненно, связано с интенсивной трещиноватостью пород при их довольно низкой физической характеристике самой матрицы. При- менение традиционных методов воздействия СКО приво- дило, в основном, к отрицательным результатам, то есть к дальнейшему возрастанию обводненности продукции. Институтом ТатНИПИнефть было проведено исследова- ние по закачке в нагнетательные скважины индикаторов (тритий), которые показали высокую скорость фильтра- ции воды. Индикатор был обнаружен в эксплуатацион- ной скважине уже на следующей стадии после закачки. Однако, почти за полгода из пласта было извлечено лишь 3,66 % трития от трития, закачанного в пласт. Основного подхода оторочки отмечено не было. Воды же было из- влечено почти 16 тыс. м 3 . Этот факт, очевидно, указывает на то, что вертикальные трещины преобладают над гори- зонтальными, а значит, и работа нагнетательных скважин в таком случае практически малоэффективна. Основная масса воды смещалась с пластовой подошвенной водой. Лишь незначительная часть ее поступила на забой добы- вающих скважин. При непрерывной работе эксплуатаци- онной скважины со временем происходит прорыв по мак- ротрещинам подошвенной воды по причине большой раз- ницы в вязкости нефти и воды. Единственный выход из этой ситуации – ограничение притока воды. Специалис- тами ТатНИПИнефть был предложен метод «Термокейс», основанный на применении горячей высоковязкой нефти, заполняющей под давлением основные фильтрующие тре- щины и отделяющий тем самым подошвенные воды. В ре- зультате обработки дебиты нефти возросли от 2 до 4 раз, а обводненность резко снизилась, что указывает на значи- тельное влияние вертикальной трещиноватости на харак- тер продукции скважин. Кроме того, по данным изучения керна из двух горизонтальных скважин подтвердилось пре- обладание вертикальных трещин над горизонтальными. Таким образом, метод изучения кавернозно-трещи- новатых карбонатных коллекторов с помощью индикато- ров является наиболее эффективным и перспективным. Наиболее полный эффект воздействия кислоты на по- роды, содержащие высоковязкую нефть, выражается в проникновении ее в пустотно-поровое пространство и контакте с поверхностью зерен и форменных элементов, слагающих породу. Увеличение подвижности нефти про- исходит за счет повышения температуры вследствие экзо- термической реакции в пустотно-поровом пространстве. Например, карбонатные образцы, обработанные на ка- федре геологии нефти и газа хлористым ацетилом, приоб- ретали увеличение фазовой проницаемости в 3 – 7 раз. В ходе экспериментов были также получены результа- ты, указывающие на снижение эффективности повторных кислотных обработок. Это снижение обусловливается не только естественной выработкой пласта и снижением пла- стового давления, но и выпадением в процессе эксплуа- тации скважины смолисто-асфальтеновых компонентов в призабойной зоне скважин при снижении давления насы- щения и дегазирования нефти. Одним из объектов применения СКО могут являться карбонатные коллекторы пермских отложений, содержа- щие природные битумы, которые практически неподвиж- ны. При интенсивном и равномерном битумонасыщении коллекторы в фазовом отношении практически непрони- цаемы. Поэтому условия применения СКО и ее задачи при- менительно к битумным залежам в этих коллекторах будут специфическими. Главной задачей является выявление фазопроницаемых интервалов – своеобразных природных «окон» фильтра- ции во вскрытом скважиной разрезе (Рис. 1). Наличие «окон» фильтрации, частота и толщина прослоев, прослой- ков и каналов определяются степенью деградации зале- жей и вторичными процессами наложенного эпигенеза, способными «залечить» «окна» фильтрации эпигенетич- ным гипсом и кальцитом. Выявление распределения «окон» фильтрации в разрезе – это сложная задача. В оп- ределенной мере она решается с помощью дебитометрии и термометрии, детального анализа кривых ГИС и керно- вых исследований с частотой отбора керна через 0,2 м и измерениями по нему фазовой проницаемости и битумо- насыщенности. При обнаружении по этим данным «окон» фильтрации необходимо подробно изучить типы пород- коллекторов, представляющие эти промытые зоны. Уста- новление этих типов важно при выборе и дальнейшем при- менении композиций кислот. Например, типоморфизм карбонатных битумонасы- щенных пород казанского яруса определяется характером взаимоотношения следующих наиболее характерных структурных элементов (Нургалиева, 2000): мелкие округ- лые зерна доломита (размер зерен 0,05 – 0,001мм и менее 0,001 мм); зерна доломита более или менее корродирова- ны и частично замещены кальцитовыми зернами от тон- чайших до крупных (до 0,1 – 0,5 мм); форменные элемен- ты структуры первичного органогенно-обломочного и оолитового известняка с размерами 0,1 – 0,5 мм; формен- ные элементы в виде сгустков и комков с размерами 0,1 – 0,5 мм; псевдоморфозы кальцита по доломиту сложены мозаикой из зерен кальцита (0,01 – 0,08 мм); замещающий кальцит регенерирует структуры первичного известняка, су- ществовавшие до его доломитизации. Чаще всего повышенные значения битумонасыщеннос- ти и фазовой проницаемости связаны с доломитами, обра- зованными по первичным органогенным и оолитовым из- вестнякам (например, на Иглайкинской площади – Рис. 2). В заключение отметим, что из-за низкой фазовой про- ницаемости по воде интенсивно и равномерно битумона- сыщенных пород-коллекторов продавливать кислоту в би- тумный пласт нерационально. Следует выявлять «окна» фильтрации в битумном теле и улучшать их проницае- мость с помощью СКО. Первоочередными объектами для СКО должны быть скважины, вскрывшие залежи битумов в карбонатных породах, сложенных форменными элемен- тами структуры первичного органогенно-обломочного и оолитового известняка. Целенаправленное использование природных особен- ностей строения битумного тела и его резервуара являет- ся логически необходимым. Это поможет избежать высо- ких непроизводительных затрат на обработку призабой- ной зоны и создаст условия для повышения эффективнос- ти применения тепло- и химреагентов за счет увеличения площади их контактов с битумной породой. Литература Нургалиева Н.Г. Микропетрографические характеристики ли- тотипов казанских битумоносных отложений северо-восточного 3 (31) 2009 46 А.Р. Ганеева, Р.А. Батырбаева, Л.А. Галактионова Опыт применения модифицированных полимер-дисперсных систем... А.Р. Ганеева 1 , Р.А. Батырбаева 1 , Л.А. Галактионова 2 1 Казанский государственный университет, Казань 2 ООО «НПФ «Иджат», Казань ganeeva.al’bina@gmail.com ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ МОДИФИЦИРОВАННЫХ ПОЛИМЕР-ДИСПЕРСНЫХ СИСТЕМ НА НИКОЛЬСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ НЕФТИ В статье рассматривается опыт применения технологии модифицированных полимер-дисперсных систем на отложения нижнего карбона опытных участков Никольского месторождения нефти. Приведены расчёты техно- логической и экономической эффективности применения технологии, а также графики расчёта дополнительной добычи нефти по различным методикам. Ключевые слова: коэффициент извлечения нефти, методы увеличения нефтеотдачи, обводнение, дополни- тельная добыча нефти. Никольское месторождение открыто в 1981г. как Кам- барское месторождение, а в 1996 г. отделено от Камбарс- кого как самостоятельное (Волго-Уральская НГП, Репуб- лика Удмуртия). На месторождении в промышленной раз- работке находится тульский горизонт визейского яруса (пласты C II и C III ). Продуктивная толща этих пластов пред- ставлена песчаниками мелкозернистыми, кварцевыми, массивными и алевролитами разнозернистыми. Средняя пористость продуктивных пластов составляет 21 %, неф- тенасыщенность – 71,8 %, проницаемость – 0,344 мкм 2 , что ниже показателей аналогичных пластов Вятской пло- щади. Эффективная нефтенасыщенная толщина состав- ляет 3,3 м. Для Никольского месторождения (визейские отложе- ния) начальная пластовая температура составляет 26°С, начальное пластовое давление – 14,4 МПа. Вязкость нефти Табл. Технологические параметры обработок нагнетательных скважин Никольского месторождения по технологии МПДС. УДК: 550.849 В условиях нарастающего экономического кризиса и падения нефтяных цен актуальность застарелых проблем нефтегазовой отрасли России только увеличивается. В первую очередь речь идет о недопустимо низком коэф- фициенте извлечения нефти. Известно, что КИН в нефтя- ной промышленности РФ падает уже более 25 лет – с уров- ня 40 % в начале 1980-х годов до 30 % и ниже в последние годы. Решение проблемы повышения эффективности раз- работки месторождений с трудноизвлекаемыми запаса- ми связано с созданием новых и усовершенствованием существующих физико-химических методов, обеспечива- ющих более полное извлечение нефти и уменьшением добычи попутной воды. В начале 80-х годов Газизовым А.Ш. с соавторами для регулировки заводнения неоднородных пластов и увели- чения конечной нефтеотдачи было предложено ис- пользовать полимердисперсные системы (ПДС). Сущность воздействия ПДС заключается в повыше- нии фильтрационного сопротивления высокообвод- ненных промытых интервалов послойно-неоднород- ного пласта путём последовательного нагнетания в пласт через нагнетательные скважины слабо концен- трированного полимерного раствора и глинистой сус- пензии с последующим образованием в пористой среде устойчивого к размыву осадка. V.N. Napalkov, N.G. Nurgalieva, I.N. Plotnikova. Efficiency of Application of the Hydrochlorid-Acid Formation Treatment in the Cavernous-Fractured Reservoirs of the Extra-Heavy Crude Oils and Bitumen Fields. Article is devoted questions of application of the hydrochlorid- acid formation treatment (HAFT) in the cavernous-fractured reservoirs of the extra-heavy crude oils and bitumen fields. Influence борта Мелекесской впадины. Георесурсы. N1(2). 2000. 28-35. Насибуллин И.М., Васясин Г.И. Методическое решение про- блемы подбора эффективных кислотных композиций для интенси- фикации добычи нефти на Аканском месторождении ЗАО «Пред- приятие Кара-Алтын». Фонды НИИ «Нефтепромхим». Казань. 2008. Комплексные исследования по уточнению геологического стро- ения и изучению характера распространения трещиноватости по- род осадочного чехла 301-302 залежей. ТатНИПинефть. Бугуль- ма. 2003. Окончание статьи В.Н. Напалкова, Н.Г Нургалиевой, И.Н. Плотниковой «Особенности ...» 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 Владислав Николаевич Напалков К. г.-м. н., доцент КГУ. Научные интересы: геолого-гео- химические основы прогнозирования нефтебитумонос- ности палеозойских отложений, разработка битумных и нефтяных месторождений. 420008, Казань, ул. Кремлевская, 18. Тел.: (843)292-90-46. of a direction of cracks of breeds on efficiency of application HAFT is studied. The possible reasons of negative results of the HAFT are analysed. Necessity of use of natural features of a bitumen body and its reservoirs is proved at carrying out of HAFT in carbonate rocks of the Perm deposits. Key words: hydrochlorid-acid formation treatment, cavernous- fractured reservoirs, carbonate rocks, efficiency, bitumen, oil, injection. |