Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Обзор методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти применяемых в карбонатных коллекторах южно-татарского свода 9
1.1. Состояние и перспективы применения методов увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти 9
1.2. Краткий обзор технологий ограничения водопритоков и повышения продуктивности скважин в карбонатных коллекторах 13
1.3. Обобщение лабораторных исследований и характеристика новых реагентов используемых в гелеобразующих и соляно-кислотных составах 27
1.4. Сравнительный анализ эффективности технологий ограничения водопритоков и повышения продуктивности скважин 35
Глава 2. Оценка остаточных запасов нефти полигонов испытания технологий и особенности разработки карбонатных коллекторов 42
2.1. Анализ структуры запасов нефтяных месторождений Южно- Татарского свода 42
2.2 Геолого-технологические особенности разработки залежей нефти турнейского яруса Ново-Елховского месторождения 46
2.2.1. Анализ выработки запасов нефти и оценка эффективности применяемой на залежах системы заводнения 53
2.2.2 Классификация эксплуатационного фонда скважин по геолого-промысловым признакам 75
2.2.3 Определение направлений фильтрационных потоков в карбонатных коллекторах 80
2.3 Разработка комплекса мероприятий по совершенствованию системы разработки карбонатных коллекторов 85
Глава 3. Геолого-промысловое обоснование и прогнозирование эффективности комплексного применения технологий избирательного действия в карбонатных коллекторах 90
3.1 Характеристика технологий ограничения водопритоков и повышения продуктивности скважин на основе реагентов «КАРФАС» и «ЗСК» 90
3.2 Уточнение методики выбора и характеристика участков применения технологий нефтеизвлечения на залежах турнейского яруса Ново-Елховского месторождения 93
3.3 Математическое моделирование и прогнозирование гелеобразующего воздействия на карбонатные пласты реагентом «КАРФАС» 101
Глава 4. Результаты внедрения и геолого-промысловый анализ эффективности технологий «скрид» и «карфас» на месторождениях с карбонатными коллекторами 112
4.1. Проведение промыслового эксперимента на залежах турнейского яруса Ново-Елховского месторождения. Результаты, технологическая эффективность 112
4.2. Обобщение и анализ результатов ОПР на карбонатных коллекторах месторождений Южно-Татарского свода и Юга Перми 120
4.3. Определение критериев эффективного применения технологий «КАРФАС» и «СКРИД» и рекомендации по оптимизации проведения обработок в карбонатных пластах 133
Заключение 138
Список использованных источников 140
- Состояние и перспективы применения методов увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти
- Анализ структуры запасов нефтяных месторождений Южно- Татарского свода
- Характеристика технологий ограничения водопритоков и повышения продуктивности скважин на основе реагентов «КАРФАС» и «ЗСК»
- Проведение промыслового эксперимента на залежах турнейского яруса Ново-Елховского месторождения. Результаты, технологическая эффективность
Введение к работе
По мере извлечения основной массы активных запасов в терригенных отложениях пропорционально увеличивается доля ТрИЗ, в связи с чем в последние годы возникла необходимость интенсификации добычи нефти из карбонатных отложений. Сложное геологическое строение (высокая неоднородность коллектора, наличие трещиноватости) и тот факт, что карбонатные коллектора в отличие от терригенных не поддаются уверенному изучению геофизическими и лабораторными методами, изначально усложняют процесс выработки запасов нефти и обусловливают актуальность проводимых в этом направлении научных исследований.
На сегодняшний день эффективность разработки карбонатных отложений остается совершенно неудовлетворительной. Несмотря на длительный срок эксплуатации, текущие показатели разработки и достигнутая нефтеотдача по большей части карбонатных залежей в несколько раз ниже в сравнении с проектными значениями. Существующие системы разработки не обеспечивают проектных показателей и остро нуждаются в совершенствовании.
Накопленный опыт и обобщение опытно-промышленных исследований показывают, что повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти в карбонатных коллекторах, в первую очередь, связано с разработкой и широким внедрением комплексных гибких технологий извлечения углеводородов, направленных главным образом на совершенствование системы заводнения и повышение продуктивности низкодебитного фонда скважин. В свою очередь, в условиях сложного геологического строения и низкой продуктивности карбонатных залежей, не менее актуальными остаются вопросы стратегии воздействия и всестороннего геолого-технологического обоснования при выборе участков и скважин, что в конечном счете позволит значительно повысить успешность и эффективность проводимых работ. В связи с вышесказанным очевидна актуальность проводимых научных исследований.
Цель работы — геолого-промысловое обоснование комплексного применения новых технологий нефтеизвлечения с целью освоения трудноизвлекаемых запасов нефти в карбонатных коллекторах (на примере залежей турнейского яруса Южно-Татарского свода).
Основные задачи исследований:
Анализ современного состояния применения МУН на залежах с карбонатными коллекторами Южно-Татарского свода. Оценка эффективности технологий ограничения водопритоков и повышения продуктивности добывающих скважин. Обобщение лабораторных исследований новых реагентов для технологий ограничения водопритоков и повышения продуктивности скважин.
Анализ структуры запасов нефти месторождений Южно-Татарского свода. Оценка остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах.
Анализ текущего состояния разработки и выработки запасов карбонатных коллекторов турнейского яруса Ново-Елховского месторождения.
Классификация эксплуатационного фонда скважин по остаточным запасам, показателям геологической неоднородности и текущим промысловым данным с целью разработки комплекса рекомендаций по воздействию на остаточные запасы нефти, обоснования эффективного применения МУН, определения потенциальных зон и участков применения технологий ограничения водопритоков и повышения продуктивности скважин.
Прогнозирование эффективности применения технологий ограничения водопритоков «КАРФАС» и повышения продуктивности скважин «СКРИД» на залежах турнейского яруса. Геолого-промысловый анализ результатов применения технологий избирательного действия на месторождениях с карбонатными коллекторами.
6. Определение критериев эффективного применения технологий
«КАРФАС» и «СКРИД». Рекомендации по оптимизации системы
разработки и комплексному воздействию на остаточные запасы в
карбонатных коллекторах.
Методы исследования:
Полученные в работе результаты базируются на теоретических, лабораторных и промысловых исследованиях с использованием современных методов обработки экспериментальных данных. Поставленные задачи решены на основе геолого-промыслового анализа разработки залежей нефти турнейского яруса Ново-Елховского месторождения и результатов опытно-промышленного внедрения комплексных технологий нефтеизвлечения.
Научная новизна выполненной работы:
1. Разработана геолого-промысловая классификация эксплуатационного
фонда скважин по удельным остаточным запасам нефти и показателям
геологической неоднородности, на основании которой выделены на
Ново-Елховского месторождении перспективные участки для
применения МУН и разработан комплекс рекомендаций по
совершенствованию системы разработки карбонатных коллекторов с
применением заводнения и на режиме истощения.
2. Усовершенствована методика выбора объектов под применение
технологий ограничения водопритоков и интенсификации добычи
нефти.
3. Определены критерии эффективного применения технологий
ограничения водопритоков и повышения продуктивности на основе
новых реагентов.
Основные положения, выносимые на защиту:
1. Геолого-промысловая классификация эксплуатационного фонда
скважин Ново-Елховского месторождения и разработанный на ее основе
комплекс рекомендаций по воздействию на остаточные запасы
турнейского яруса.
2. Методика выбора участков и скважин под применение технологий
ограничения водопритоков и интенсификации добычи нефти.
3. Критерии эффективного применения технологий избирательного
действия и рекомендации по оптимизации проведения обработок с
применением реагентов «КАРФАС» и «СКРИД».
Достоверность полученных результатов достигалась путем систематизации и обработки геофизической и геолого-промысловой информации, сопоставления результатов теоретических, лабораторных, геолого-статистических и опытно-промышленных исследований.
Апробация работы. Материалы диссертационной работы докладывались и представлялись на научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири» (Тюмень, 2001г.), III Конгрессе нефтегазопромышленников России (Уфа,2001г.), II Всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии» (Самара, 2003 г.), Международной научно-технической конференции «Системные проблемы качества математического моделирования информационных и электронных технологий» (Москва, 2004г.), на 12 Европейском симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов» (Казань, 2003г), на 54-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (Уфа-2003), на VII Международном симпозиуме студентов и молодых ученых им. академика М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2004), на XII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири» (Тюмень, 2004), Международной научно-практической конференции (Самара, 2004).
Практическая ценность и реализация работ в промышленности:
1. Результаты проведенных исследований позволяют значительно
повысить степень достоверности и надежности геолого-
технологического обоснования мероприятий по регулированию системы
заводнения с применением технологий ограничения водопритоков и
повышения продуктивности скважин.
2. Результаты диссертационной работы использовались при выработке
технологических решений по повышению эффективности разработки
карбонатных пластов Ново-Елховского, Ашальчинского, Ямашинского, Архангельского и Дачного месторождений.
3. Обоснование выбора объектов под применение технологий
«КАРФАС» и «СКРИД» позволило провести ОПР на 29 нагнетательных
и 59 добывающих скважинах. Средняя удельная эффективность от
применения технологий составила: гелеобразующая
потокорегулирующая композиция «КАРФАС» - 1,4 тыс.т/скв.-обр.; технология повышения продуктивности скважин «СКРИД» - 0,4 тыс.т/скв.-обр.
Публикация результатов и структура работы. По теме диссертации опубликовано 22 печатных работ, включая 1 учебное пособие, 11 статей, 10 тезисов-докладов.
Структура диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Список литературы включает 91 наименование. Текст на 147 страницах, содержит 55 рисунков и 35 таблиц.
Автор искренне благодарит за помощь, ценные советы и консультации научного руководителя — канд. геол.-мин. наук Ю.А. Котенева, д-ра геол.-мин. наук, профессора Н.Ш. Хайрединова, д-ра техн. наук, профессора В.Е.Андреева, д-ра физ.-мат. наук, профессора К.М.Федорова, д-ра хим. наук Ф.А. Селимова, канд. техн.-наук С.А. Блинова, плодотворная работа с которыми способствовала становлению, развитию идей и практической их реализации.
Состояние и перспективы применения методов увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти
Анализ текущих запасов нефти Татарстана показывает, что начальные потенциальные ресурсы использованы более чем на 90%, а доля трудноизвлекаемых запасов неуклонно растет, и превысила в настоящее время 80% от остаточных извлекаемых запасов /1/. В осуществлении задачи поддержания уровней или увеличения добычи нефти в республике важнейшая роль принадлежит применению методов увеличения нефтеотдачи (МУН) и интенсификации разработки нефтяных месторождений.
За последние годы объемы внедрения различных технологий МУН существенно возросли. Если в 1991 году было проведено 270 скважино-операций, то в 2003 году их объем возрос более чем в 10 раз - выполнено 2890 операций по 84 технологиям. Сегодня 50% добываемой нефти в республики Татарстан обеспечивается за счет созданной проектной системы разработки, 50% за счет совершенствования технологий разработки и МУН /2/.
Среди третичных методов увеличения нефтеотдачи пластов по масштабам применения, разнообразию технологий и эффективности выделяются физико-химические методы. Текущее состояние разработки основных запасов нефти Татарстана в значительной мере связано с эффективностью системы заводнения. Поэтому основной объем применяемых физико-химических методов направлен на выработку остаточных запасов нефти в высокой степени заводненных терригенных пластах. Преимущественно, это полигоны наиболее крупных месторождений нефти (Ромашкинское, Ново-Елховское, Бавлинское месторождения). Наибольший объем мероприятий связан с применением суспензионных потокоотклоняющих технологий (полимердисперсные системы и модификации, волокнисто-дисперсные системы, калоидно дисперсные системы и другие) - 31%, гелеобразующих систем (эфиры целлюлозы, растворы на основе жидкого стекла) - 21 %, эмульсионных (нефтенол ГО, СНПХ 9633 и другие) - 5% 121.
На добывающих скважинах около 75% мероприятий связаны с интенсификацией добычи нефти и 25% мероприятий с работами по ограничению добычи попутной воды. Ограничение добычи воды осуществляется в основном физико-химическими методами с применением гелеобразующих и эмульсионных систем (биополимер, СНПХ-9633, растворы на основе жидкого стекла и др.). С целью интенсификации добычи нефти применяются как физические (42%) так и физико-химические методы (18%), а так же комплексные методы (15%). Среди физических методов 2,5% - гидроразрыва пласта, а остальные методы волновые. Наибольший объем проводимых мероприятий приходится на физико-химические методы, за счет применения которых в общей сложности приращено свыше 25 млн т извлекаемых запасов и дополнительно добыто 20 млн. т нефти.
В общей сложности, с начала применения третичных МУН, на месторождениях ОАО «Татнефть» испытано более 150 технологий МУН и стимуляции работы скважин и дополнительно добыто боле 55,7 млн. т нефти, в том числе за последние 10 лет - 27,8 млн. т нефти. Таким образом, на современном этапе нефтегазодобывающей промышленности, совершенно очевидна значимость применения МУН.
По мере истощения запасов нефти в терригенных коллекторах месторождений Урало-Поволжья, все большее внимание уделяется разработке залежей нефти в карбонатных коллекторах, на долю которых приходится более 20% геологических запасов региона. Дальнейшие перспективы осуществления последних и новых технологических решений тесно связаны с разработкой продуктивных карбонатных пластов.
За последние годы на территории республики Татарстан в активную разработку вовлечена значительная часть мелких месторождений (Ямашинское, Архангельское, Сереневское, Березовское, Шигурчинское, Беркет-ключеское, Ашальчинское, Дачное и др.), которых насчитывается в общей сложности порядка 135. До недавнего времени их разработка считалась не рентабельной. Большая часть таких месторождений характеризуются сложным геологическим строением, малой продуктивностью пластов. Более 80% основных запасов нефти этих месторождений сосредоточены в карбонатном разрезе и относятся к категории трудноизвлекаемых.
На сегодняшний день темпы разработки в карбонатных коллекторах, в несколько раз ниже в сравнении с проектными показателями. При чем отмечается низкая эффективность разработки залежей, как на естественных режимах, так и с поддержанием пластового давления. Текущее состояние и сравнительный анализ разработки карбонатных залежей нефти месторождений Татарстана позволяет выявить ряд общих особенностей: практически все залежи нефти в карбонатных коллекторах, характеризуются низкой продуктивностью; выработка запасов нефти по залежам происходит неравномерно и с низкой эффективностью; эффективнее вырабатываются запасы нефти на залежах с применением поддержания пластового давления; организованная система заводнения на большей части залежей не достаточно эффективна. существующие системы разработки карбонатных коллекторов не обеспечивают проектных показателей и остро нуждаются в совершенствовании. В настоящее время малые компании, обладающие лицензиями на геологическое изучение небольших месторождений и ведущие их разработку, придерживаются стратегии, согласно которой основные перспективы эффективной выработки запасов нефти в карбонатных коллекторах связаны с использованием современных методов первичного и вторичного вскрытия пластов. Значительная роль в повышении эффективности выработки ТрИЗ в карбонатных коллекторах отводится работам по совершенствованию системы заводнения с применением
потокорегулирующих технологий, и интенсификации притока нефти в низкодебитных скважинах.
Перечень применяемых технологий, разработанных непосредственно для карбонатных коллекторов невелик. В ОАО «Татнефть» водоизоляционные работы проводятся с десятью различными видами химических реагентов. На долю карбонатных коллекторов приходится 15% всего объема работ по ограничению водопритоков с успешностью 50%. Эффективность технологий, применяемых на залежах карбона, тесно связана с неоднородностью строения эксплуатационных объектов, с составом и свойствами пластовых нефтей. В условиях сложного геологического строения и низкой продуктивности карбонатных залежей, не менее актуальны вопросы стратегии воздействия и всестороннего геолого-технологического обоснования при выборе участков и скважин под воздействие, что, в конечном счете, позволит значительно повысить успешность и эффективность проводимых работ.
Анализ структуры запасов нефтяных месторождений Южно- Татарского свода
Краткая характеристика месторождения. Ново-Елховское месторождение является вторым в Татарстане и третьим в Урало Поволжье по запасам и достигнутому уровню добычи нефти (рис.2.4). Перспективы в добыче нефти по месторождению связаны с активизацией разработки продуктивных отложений нижнего карбона, основные запасы нефти которых (68%) сосредоточены в карбонатных коллекторах кизеловско-черепетского комплекса турнейского яруса. [78]. Незначительные залежи нефти упинского и малевского горизонтов оконтурены в наиболее повышенных частях структуры месторождения. Тектонически месторождение приурочено к Акташско-Ново-Елховскому валу, структуре второго порядка, осложняющему западный склон Южно-Татарского свода, от центральной части которого он отделен узким (1,5-Зкм) и сравнительно глубоким (50-80м) Алтунино-Шунакским прогибом меридионального простирания и протяженностью около 100 км. Залежи нефти турнейского яруса относятся к структурам III порядка, имеющим небольшие размеры. Эти поднятия делятся на два вида: малоамплитудные (10,0 - 15,0 м.) и высокоамплитудные (60,0 - 70,0 м). Размеры залежей изменяются по длине от 2,0 до 6,0 км, ширине - от 0,1 до 5,0 км. Иногда поднятия объединяются в единые валообразные структуры, вследствие чего залежи имеют длину до 11.0 км. Залежи верхнетурнейского и нижнетурнейского подъяруса в большинстве случаев имеют единый ВНК. Глубина залегания турнейских отложений изменяется от 956,0 - 1142,0 м. ВНК ступенчато погружаются с юга на север от -847.4м (Федотовская площадь) до - 898,8 м- Акташская площадь). Средняя отметка ВНК на Ново-Елховской площади - 887,9 м. Залежи турнейского яруса массивного типа. В зонах распространения «врезов», где часть турнейских отложений размыта, в контуре нефтеносности резко сокращены или полностью отсутствуют нефтенасыщенные пропластки. Природный режим залежей нефти упругий и упруговодонапорный. Среди карбонатных пород описываемой толщи наибольшим распространением пользуются органогенно-обломочные известняки, среди которых выделены по структурным и вещественным признакам 5 типов, отличающиеся между собой и по коллекторской характеристике: сгустково-детритовый; фораминиферово-сгустковый, пористый; фораминиферово-сгустковый с базальным кальцитовым цементом; шламово-водорослевый; доломиты и доломитизированные известняки. Проницаемостные характеристики карбонатных отложений определяются микротрещинноватостью. Эффективная микротрещинова-тость встречена во всех типах известняков. В кизеловском горизонте чаще отмечаются микротрещены в известняках 1 и 3 типов, для черепетского наблюдается приуроченность их ко 2 пл. Трещинная проницаемость обычно не превышает 0,003 мкм2, однако в единичных шлифах она достигает 0.065 мкм2. Минеральные трещинки в отложениях кизеловского и черепетского горизонтов встречаются значительно реже эффективных. Общая толщина карбонатных отложений турнейского яруса изменяется в широких пределах. В зонах развития "врезов" толщина их минимальна, на остальной площади карбонатная толщина кизеловско-черепетских отложений может достигать 38,4 м. Средняя нефтенасыщенная толщина на Федотовской площади составляет всего лишь 3.8м, на Ново-Елховской площади она значительно выше и равна 9.4 м. Характеристика коллекторских свойств карбонатных коллекторов турнейского яруса табл.2.1.,2.2. В отложениях турнейского яруса водоносными являются трещиноватые и кавернозно-трещиноватые известняки и доломиты. Пластовое давление колеблется в пределах 11-13,2 МПа. Температура пластовой воды - 25-27 С. Общая минерализация составляет 234,2 - 244,5г/л, плотность 1063-1165 кг/м, вязкость -1,7-1,74мПа.с, газонасыщенность достигает 0,005 -0,45м /т. Состав газа метано-азотный, объемный коэффициент равен 1,001. По содержанию серы (2,9%), смол и асфальтенов (25%) и парафина (3,5%) нефти продуктивных отложений Ново-Елховского месторождения относятся к типу высокосернистых, смолистых и парафиновых. Отложения турнейского яруса содержат 163,21 млн.т балансовых и 32,648 млн.т извлекаемых запасов нефти. Из них на балансе НГДУ "Елховнефть" находится 112,666 млн.т балансовых и 22,386 млн.т извлекаемых запасов нефти. В настоящее время из 51 залежи турнейского яруса разрабатываются 32 залежи с суммарными запасами 8,8 млн.т.
Промышленная разработка турнейского яруса Ново-Елховского месторождения начата в 1979 году. Динамика основных технологических показателей разработки карбонатных коллекторов турнейского яруса приведена на рис. 2.5. Залежи нефти разрабатываются собственной сеткой скважин. При этом плотность сетки изменяется в пределах 1-165га/скв. Это соответствует расстоянию между скважинами от 100 до 3000м. Отдельные участки разрабатываются той же сетке что и основные объекты разработки в терригенных пластах - 12-16га/скв. Часть эксплуатационного фонда скважин является возвратными объектами после отработки на девонских залежах нефти.
Пробная закачка воды произведена в 1978 году, а в 1981 году началась опытная закачка на 3 участках, затем на самых больших началась промышленная закачка воды в 1988 году. В настоящее время с применением внутриконтурного заводнения разрабатывается десять наиболее крупных залежей нефти.
Характеристика технологий ограничения водопритоков и повышения продуктивности скважин на основе реагентов «КАРФАС» и «ЗСК»
Основные перспективы добычи нефти на Ново-Елховском месторождении связаны с повышением эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов в трещинно-поровых карбонатных коллекторах турнейского яруса. На основе обобщения результатов геолого-промысловых и гидродинамических исследований, создание оптимальной системы разработки карбонатных коллекторов может быть достигнуто за счет проведения комплекса следующих мероприятий: - совершенствование системы заводнения; - применение методов увеличения нефтеотдачи; - применение методов интенсификации добычи нефти. Повышение эффективности заводнения может быть предусмотрено за счет развития гидродинамических методов. Кроме непосредственной работы с нагнетательным фондом скважин в процессе регулирования задействованы высокообводненные эксплуатационные скважины, остановка или пуск которых обеспечивает условия глубокого циклирования. Применение МУН направлено на избирательное повышение фильтрационного сопротивления интервалов для подключения в разработку слабодренируемых и неохваченных воздействием зон пласта. Физико-химические методы интенсификации добычи нефти направлены на увеличение производительности (приемистости) скважин, очистку призабойной зоны скважин от образований, обусловленных процессами добычи и закачки воды. В целях повышения эффективности выработки остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах турнейского яруса Ново-Елховского месторождения предложено проведение комплексного воздействия на участках залежей нефти технологиями ограничения водопритоков и стимуляции работы скважин. Комплексное воздействие заключается в закачке гелеобразующего реагента «КАРФАС» в нагнетательные скважины, и обработке композицией «СКРИД» первого ряда добывающих скважин по очагам заводнения. Технология ограничения водопритоков на основе реагента «КАРФАС» направлена на повышение коэффициента нефтеотдачи за счет увеличения охвата воздействием карбонатных пластов при заводнении, достигаемого закачкой в призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин реагента, способного образовывать гели непосредственно в пластовых условиях. Образующиеся в пласте гели сдерживают прорыв закачиваемой воды к забоям добывающих скважин через высокопроницаемые зоны, что приводит к увеличению коэффициента охвата фильтрацией, и отражается на величине темпа роста обводненности добываемой продукции. Область применения технологии - трещиноватые карбонатные коллектора, характеризующиеся высокой послойной неоднородностью. Сущность технологии заключается в следующем. Рабочий раствор реагента закачивается в призабойную зону добывающих или нагнетательных скважин. Продавливается водой и скважина останавливается на реагирование на определенное время. Рабочий раствор, поступивший в пласт, реагирует с карбонатной породой, тем самым, изменяя РН раствора, что приводит к практически мгновенному образованию геля. Положительным моментом настоящей технологии является избирательность воздействия. В промытых водой зонах, где нефтенасыщенность мала и контакт с поверхностью карбонатной породы максимален, реагент образует гели с наибольшей эффективностью. В непромытых же зонах, где нефтенасыщенность близка к начальной, и ограничен контакт реагента непосредственно с поверхностью пор, реагент не реагирует с породой и гели не образует. Таким образом, при обработке пласта, содержащего в своем составе промытые и непромытые пропластки, реагент будет работать лишь в местах с максимальной водонасыщенностью и обводненностью. Реагент «КАРФАС» представляет собой приготовленную в определенных термических условиях композицию, состоящую из карбамида, хлористого алюминия, используемого в виде отходов, что в свою очередь положительно сказывается на материальных затратах на осуществление технологии и ряда химических добавок [57]. Проведенные лабораторные исследования реагента позволили выделить следующие отличительные особенности: образование геля происходит только за счет его взаимодействия с породой коллектора, т.е. непосредственно в пласте; гомогенность закачиваемого водного раствора делает его пригодным для применения на объектах, обладающих высокой степенью неоднородности, какими являются карбонатные пласты; теплофизические свойства реагента позволяют применять его в зимних условиях (температура замерзания реагента ниже - 50 С); технология закачки реагента «КАРФАС» не требует специального оборудования. Помимо вышесказанного, технология способствует выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин, вовлечению в работу менее проницаемых слабодренируемых пропластков. Так же композиция может быть направлена на изоляцию заколонных перетоков скважин. Рекомендуемая технология избирательного действия «СКРИД» (НС1 + ЗСК) является методом интенсификации добычи нефти. Объектами для воздействия служат скважины, эксплуатирующие карбонатные коллекторы, характеризующиеся по данным промыслово-геофизических исследований низким значением коллекторских свойств призабойной зоны пласта по сравнению с удаленной частью, продуктивностью ниже потенциальной, и слабой реакцией на повторные обработки соляной кислотой. Применение технологии позволяет повысить продуктивность добывающих и приемистость нагнетательных скважин. Предложенный состав имеет малое поверхностное натяжение на границе с углеводородными жидкостями и обладает малой вязкостью, благодаря этим свойствам улучшается проникающая способность и повышается эффективность обработки скважины. Кроме того, состав обладает пониженной коррозионной активностью. /76/. Для приготовления рабочего раствора соляной кислоты с замедлителем (далее реагент) в промысловых условиях необходимо наличие следующих компонентов (товарная форма): соляная кислота (водный раствор 22-24% массовых); замедлитель ЗСК; вода. Для осуществления технологического процесса используется серийно выпускаемое промышленностью оборудование, применяемое при капитальном и текущем ремонте скважин, а также при кислотных обработках скважин. Объем раствора (товарной формы) соляной кислоты с замедлителем устанавливается из расчета 1,87 м на 1м толщины нефтенасыщенного пласта, что соответствует 2,5 м3 рабочего раствора. Готовый реагент доставляют на устье скважины в кислотовозах. Закачка реагента производится агрегатами типа Азинмаш-30 или ЦА-320М. Время выдержки рабочего раствора реагента в пласте, необходимое для практически полной реакции его с коллектором при проведении СКО не менее 12 часов.
Проведение промыслового эксперимента на залежах турнейского яруса Ново-Елховского месторождения. Результаты, технологическая эффективность
С целью определения эффективности проводимого мероприятия с применением гелеобразующего реагента «КАРФАС» проведены геофизические исследования профилей приемистости нагнетательных скважин до и после ремонтных работ и проанализирована работа окружающих добывающих скважин. По результатам исследований построены профили приемистости (рис.4.2). Как показали результаты, практически по всем 9 нагнетательным скважинам произошло выравнивание профилей приемистости, что в свою очередь положительно сказалось на работе окружающих добывающих скважин (рис.4.3). В целом по опытным участкам отмечается значительное увеличение в динамике добычи нефти, при одновременном падении обводненности
Закачка реагента «КАРФАС» в нагнетательную скважину №6964, проведена в декабре 1999г. Объем закачки реагента составил 16,7м3. По опытному участку была проанализирована работа добывающих скважин №753, 8134, 8135, 8146, 8147, 8149 до и после закачки реагента (рис. 4.3). Рост добычи нефти отмечен по скважинам №8134, 8135, 8146, 8149. Снижение обводненности продукции получено по скважинам №8134 (от 70 до 16%), №8145 (25-7%).
После закачки реагента в нагнетательную скважину №6974 происходит рост среднесуточных дебитов по скважинам №660, 2598, 8145, 8261. Рост дебитов по скважинам принимает ступенчатый характер. В динамике обводненности наблюдается относительная стабильность. Максимальная отметка - 24% была достигнута по скважине №2598.
Закачка реагента «КАРФАС» в нагнетательную скважину №8095 была проведена в декабре 1999г. Объем закачки реагента составил 18,5м . После проведения мероприятия незначительно увеличивается в целом по опытному участку добыча нефти. Увеличение среднесуточного дебита после проведения мероприятия отмечается по добывающей скважине №6947 (рис.4.4). Прирост дебита по нефти составил 2,1т/сут, и на протяжении трех месяцев остается стабильным. Замедленный рост дебитов по нефти наблюдается по скважинам №8088, 8097. Наиболее четкое изменение можно отметить в динамике обводненности скважины №8097. До проведения мероприятия обводненность продукции в течение 7 месяцев оставалась стабильной и составляла в среднем 45%, через месяц после закачки реагента наблюдается резкое снижение обводненности до 12%. Добывающие скважины №8214, 8219 до проведения мероприятия находились в простое из-за высокой обводненности - 99%. После ОПР наблюдается постепенное увеличение добычи нефти, при обводненности 8-10%.
Обработка нагнетательной скважины №6832 была проведена в сентябре 1999г. Объем закачки реагента составил 17,5м . После ОПР по очагу наблюдается рост обводненности добываемой продукции, что связано с увеличением объемов нагнетания воды. Увеличение среднесуточного дебита по скважине №2920 связано с проведением в декабре обработки призабойной зоны
Более высокий эффект получен по опытному участку с нагнетательной скважиной №6498. Обработка проведена в октябре 1999г. В скважину закачали 17,3 м товарной формы реагента. После проведения мероприятия наблюдается рост добычи нефти, при чем объемы нагнетания воды в пласт значительно снизились. Обводненность добываемой продукции существенно не изменилась. Увеличение среднесуточного дебита нефти и снижение обводненности наблюдается по скважине №6499. Прорыв воды наблюдается по скв. №6497 -резкое возрастание обводненности до 96%. До проведения мероприятия добывающая скважина №8010 на протяжении четырех месяцев характеризовалась стабильным среднесуточным дебитом нефти, при обводненности 35%. После мероприятия скважину отключили. Незначительное увеличение добычи нефти отмечается по скважине №6452, 6499.
Закачка композиции «КАРФАС» в нагнетательную скважину №6734 была проведена в октябре 1999 года. Объем закачки реагента составил 17м3. После закачки реагента существенно снизились объемы нагнетания воды. Эффект от проведения мероприятия отмечен по добывающим скважинам №6740, №8033. Значительное улучшение в добыче нефти происходит приблизительно через два месяца. Так, на дату проведения закачки реагента, скважина №6740 добыла 120т нефти, скважина №8033 добыла в декабре месяце - 22т, тогда как за январь - 734т. За декабрь по данной скважине было добыто 208т нефти. За этот период обводненность сократилась в два раза, и составила 8,5 %. Анализируя динамику среднесуточных дебитов по скважинам можно отметить значительные улучшения в добыче по скважинам №6740, №8033. Первоначальный скачок дебита можно отметить по скважинам №921.
Закачка композиции в нагнетательную скважину №6707 была проведена 16 сентябре 1999 года. Объем закачки реагента составил 17м . Анализируя полученные графики можно также отметить эффективность проведенного мероприятия (рис. 4.3, 4.4). Отчетливо прослеживаются изменения в динамике добычи нефти, обводненности в целом по очагу после закачки реагента. Снижение объемов закачки на пятом месяце 1999г. отразилось на снижении обводненности от 70 до 45%, однако после обработки, несмотря на вновь увеличенные объемы нагнетания воды, роста обводнения добываемой продукции фактически не наблюдается - 47%. Добыча нефти за март по очагу составила 846т. Далее с уменьшением объемов закачки добыча нефти снижается до 326т.
Исследуя динамику среднесуточных отборов и обводненности можно выделить скважины № 6644, 6645, 6708 дебиты которых увеличились после закачки реагента «КАРФАС». Снижение обводненности с 53% до 28% наблюдается по скважине №6708.
Обработка нагнетательной скважины №6701 была проведена в декабре 1999 года. Объем закачки реагента составил 18,5м . Анализируя картину по опытному участку можно сделать вывод о положительном влиянии проведенного мероприятия. Наблюдается рост добычи нефти и резкое снижение обводненности. Увеличение дебитов происходит по скважинам №2767, 6627. Снижение обводненности отмечается по скважине №6627, по скважинам №778, №2767 существенных изменений не наблюдается.
Анализ эффектности ОПР по комплексному воздействию технологиями ограничения водопритоков и повышения продуктивности показал высокую эффективность мероприятия. На обработанных нагнетательных скважинах зафиксировано изменение профилей приемистости после закачки гелеобразующей композиции «КАРФАС», что свидетельствует о перераспределении фильтрационных потоков в пласте. В ряде скважин удалось подключить ранее не принимающие интервалы пласта и увеличить работающие толщины продуктивных пластов. Обводненность по реагирующим скважинам в среднем снизилась на 19%.
Анализ работы скважин, обработанных композицией «СКРИД», показывает, что после обработки ПЗС наблюдается прирост дебита по жидкости и по нефти, а также снижение обводненности в среднем на 19%. Прирост дебита по нефти по реагирующим скважинам составил от 1,5 до 3,5 т/сут. Средняя продолжительность эффекта составила 237 сут.
В целом по 9 участкам проведения опытно-промышленных работ за 16 месяцев удалось дополнительно добыть 26 тыс.т. нефти. Удельный технологический эффект на одну обработку нагнетательной скважины составил 1,3 тыс.т нефти. Удельная технологическая эффективность на 1т реагента -103т нефти.
