Обоснование технологий воздействия на пласт и призабойную зону пласта

Методы воздействия на продуктивные пласты предназначены для поддержания пластового давления, увеличения производительности скважин и повышения нефтеотдачи. Особое значение эта задача приобретает при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти в низкопроницаемых неоднородных коллекторах.

Низкопроницаемые терригенные коллекторы, как правило, сложены тонкодисперсным обломочным материалом и содержат значительное количество глинистых материалов. Характерной особенностью таких коллекторов являются малые размеры поровых каналов и значительная удельная поверхность скелета пород. Поэтому в низкопроницаемых коллекторах существенно возрастает роль процессов взаимодействия флюидов и пород, капиллярных эффектов и механической деформации скелета.

Выбор воздействия на пласт определяется свойствами, структурой, составом пластовых пород и насыщающих флюидов.

Обоснование метода заводнения.

Заводнение является первым и, сравнительно, широко применяемым в большинстве случаев технологически эффективным, простым и экономичным способом воздействия на пласт. Для этого применяют как пресные, так и нефтепромысловые сточные воды.

При гидрофобном коллекторе вытеснение, в основном, происходит из крупных пор. Экспериментальными исследованиями многих авторов по влиянию смачиваемости на эффективность вытеснения нефти водой из низкопроницаемых коллекторов получено, что в гидрофобных коллекторах очень высокая остаточная нефтенасыщенность (45-60 %).

Содержание большого количества глин создает возможность уменьшения проницаемости из-за набухания глин при соприкосновении их с водой.

Из опыта применения заводнения на Киняминском месторождении можно отметить отсутствие преждевременного прорыва воды. Это указывает на успешность применения заводнения на месторождении.

Преимущества закачки подземных вод:

1. Подземные воды обладают гораздо лучшими нефтевымывающими свойствами, чем поверхностные воды рек, озер, причем, чем выше температура и минерализация закачиваемой подземной воды, тем выше коэффициент вытеснения нефти, безводная и конечная нефтеотдача. Экспериментально установлено, что альб-сеноманские воды Западной Сибири способствуют увеличению коэффициента вытеснения нефти по сравнению с речной водой на 3 - 5 %.

2. При необходимости термозаводнения для разработки залежей нефти с высоким содержанием парафина и высокой вязкостью, использование высокотермальных нижних подземных вод позволяет отказаться от строительства специальных установок для подогрева закачиваемой воды.

3. При закачке минерализованной подземной водой в нефтяные пласты высокой глинистости происходит меньшее разбухание глинистых частиц в отличие от закачки пресных и слабосоленых вод, приводящее к снижению проницаемости пласта в несколько раз. Специальные исследования показали, что разбухание глин не происходит при минерализации закачиваемой воды более 20 - 30 г/л и массовом содержании ионов кальция и магния более 10 %.

4. Использование минерализованных подземных вод для закачки, как правило, препятствуют сероводородному заражению нефтяных пластов и выпадению неорганических солей. Высокоминерализованные подземные воды не только стерильны, но и обладают бактерицидными свойствами и подавляют жизнедеятельность сульфато-восстанавливающих бактерий, продуцирующих сероводород. Большое сходство химического состава пластовых вод нефтяных залежей и закачиваемых подземных вод определяет их химическую совместимость, что во многих случаях предупреждает образование твердых неорганических солей и их отложение в пласте, стволах обводненных скважин и наземных коммуникациях системы сбора и подготовки нефти.

5. Использование минерализованной подземной воды позволяет экономить пресную воду рек, озер и грунтовых горизонтов, дефицит на которую растет с каждым годом.

Вместе с тем, обобщение накопленного опыта применения подземных вод для закачки в нефтяные горизонты выявило ряд сложностей этого процесса:

· Минерализованные подземные воды, как правило, более коррозионноактивны, чем пресные воды, и при их использовании приходится уделять большое внимание защите трубопроводов и оборудования от коррозии.

· В некоторых районах подземные верхние воды залегают в пластах рыхлых песков и в водозаборных скважинах образуются песчаные пробки.

· В отдельных случаях добыча подземной воды сопровождается солеотложениями.

Борьба с этими негативными явлениями требует дополнительных затрат.

Проблемы разработки низкопроницаемых коллекторов с заводнением связаны с освоением скважин и поддержанием пластового давления, качеством закачиваемой воды и быстрым падением фазовой проницаемости по нефти.

Обоснование технологии воздействия на призабойную зону

Анализ состояния разработки Киняминского месторождения, а именно: текущие коэффициенты извлечения, темпы выработки запасов и существенная разница дебитов на смежных участках, все это приводит к настоятельной необходимости применения на данных объектах методов воздействия на пласт, регулирующих динамику разработки для полноты выработки запасов.

Технология обработки ПЗП, состав композиции химреагентов выбирается в зависимости от конкретных причин снижения продуктивности, а также на основе анализа результатов ранее проведенных работ.

Как показали промысловые исследования, а также анализ текущего состояния разработки пласта Ю₁¹ Киняминского месторождения основными причинами снижения продуктивности добывающих скважин являются:

· пониженные значения пластового давления в зонах отбора;

· образование в ПЗП высоковязких водонефтяных эмульсий и окисленных загущенных нефтепродуктов; закупорка поровых каналов ПЗП твердыми частицами мехпримесей, содержащихся в составе жидкости глушения;

· вынос из удаленной части пласта породы (кварц, кальцит) или твердых частиц бурового раствора.

Результаты ОПЗП добывающих скважин

Интенсификация добычи нефти на Киняминском месторождении начала применяться с 1992 г. путем воздействия на призабойную зону добывающих скважин. Применялись несколько технологий ОПЗ (СКО, "Нефрас", БР-1, неонол), а также физические методы (КИИ, ПГД, гидрожелонка).

Метод СКО предназначен для улучшения проницаемости призабойной зоны пласта путем растворения карбонатного цемента коллектора, солевых отложений и, частично, механических примесей. В интервал перфорации закачивается водный раствор соляной кислоты концентрации 10-12% и выдерживается около 8 часов. Объем готового раствора на 1 метр перфорированной толщины составляет 1-1,5 м³.

Технология обработки углеводородным растворителем "Нефрас" заключается в закачке и продавливании в призабойную зону продуктивного пласта скважин углеводородных растворителей и композиций на их основе. В результате закачки растворителя достигается растворение и удаление смол, асфальтенов и парафинов из призабойной зоны, вымывание мелких частиц твердой фазы, разложение высоковязких нефтяных эмульсий, повышение фазовой проницаемости для нефти за счет гидрофобизации породы. "Нефрас" марки А 150/350 представляет собой концентрат ароматических углеводородов. Растворимость АСПО в интервале температур 30-70⁰С составляет 102,4-121,2 г/л. Суть метода заключается в следующем: в скважину закачивается "Нефрас" и продавливается водой до забоя, попадая через перфорированный интервал в ПЗП, где и происходит реакция. Расход нефтяного растворителя на 1 м вскрытой толщины составляет от 0,5 до 1,0 м³.

Физические методы предназначены для эффективной очистки призабойной зоны пласта и улучшения условий фильтрации жидкости, а также для оценки добывных возможностей скважины. Сущность метода заключается в создании депрессии на пласт, в результате которой в колонну НКТ из поровых каналов ПЗП выносятся различные механические примеси, твердые и гелеобразные отложения раствора и т.д.

За анализируемый период на Киняминском месторождении на 01.01.2000 г. всего обработано 14 добывающих скважин. В 3-х скважинах работы проводились дважды, а в скважине 139 – трижды. Было проведено 21 мероприятие по воздействию на ПЗП. Непосредстственно было проанализировано 19 мероприятий, т.к. в 4-х скважинах мероприятиям по ОПЗП предшествовал перестрел интервала перфорации.

В целом по месторождению, мероприятия по воздействию на ПЗП не дали ожидаемых результатов. Только в 6-ти скважинах наблюдался положительный эффект, в остальных скважинах эффект от проведения ОПЗ незначителен или отсутствует.

СКО - из 5-ти обработок призабойной зоны соляной кислотой только две имели положительный эффект (скв. 117, 122). По этим скважинам произошло увеличение дебита нефти на 7 и17 т/сут соответственно. Продолжительность эффекта более года.

КОПЗ - смесь растворителей (Нефрас, гексановая, толуольная фракции, реагент БР-1 и др.) с расходом на 1м мощности пласта 0,5 – 1,0 м³; соляная кислота (11% водный раствор) с расходом на 1м мощности пласта 1,0 м³; глинокислота (11% HCL + 1-5% HF) с расходом на 1 м мощности пласта 1,0 м³; 1-3%-ный водный раствор Неонола АФ9-6 с расходом 1-15 м³ на 1 м мощности пласта. Из 7-ми обработок только одна дала положительный эффект при выводе скважины 120 из простоя. Дополнительная добыча составила 21 т/сут. Продолжительность эффекта три месяца.

КИИ, ГЖ – механические обработки призабойной зоны пласта проводились 5 раз. Успешными были только три (скв. 106, 119 - увеличение нефтеотдачи, 214 - вывод из простоя). Дополнительная добыча составила 14,4, 9,7 и 18,2 т/сут соответственно. Продолжительность эффекта более года.

По остальным скважинам эффект отсутствует. Т.к. гидродинамические исследования на данных скважинах не проводились, определить причину отсутствия эффекта невозможно.

Обоснование технологий применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи

Так как опыт применения МПНП и ОПЗ на месторождении небольшой, основными критериями для их выбора являются особенности геолого-физической характеристики пластов и опыт применения МПНП на других месторождениях со схожими геологическими параметрами.

Исходя из этого следует, что в условиях низких коллекторских свойств для интенсификации притока нефти в скважины необходимо применение следующих технологий воздействия на призабойных зоны и продуктивный пласт:

Ø обработка композициями на основе соляной кислоты для улучшения проницаемостных характеристик и удаления карбонатных отложений;

Ø обработка композициями на основе глинокислоты или бифторид-фторид аммония для улучшения проницаемостных характеристик и удаления части отложений глин;

Ø обработка композициями на основе нефтяных растворителей для восстановления и увеличения продуктивности скважин;

Ø комплексные ОПЗ нагнетательных скважин для улучшения коллекторских свойств и повышения их приемистости;

Ø в зонах пониженной проницаемости и повышенной нефтенасыщенной толщины возможно применение ГРП.

Выбор метода физико-химического воздействия.

Особенностями геологического строения и текущего состояния разработки пласта Ю₁¹ Киняминского месторождения являются:

* низкие средние значения проницаемости коллекторов (0.015-0.024 мкм²);

* повышенные пластовые температуры (90 ^оС);

* высокая послойная и зональная неоднородность по проницаемости;

* первая стадия разработки с низкой обводненностью добываемой жидкости;

* опыт внедрения потокоотклоняющих технологий на Киняминском месторождении отсутствует.

В таблице 9 приведены средние значения геолого-физических параметров пластов Ю₁¹ и Ю₁³ Киняминского месторождения и критерии применимости рекомендуемых к внедрению МУН.

Дата добавления: 2015-08-20