Содержание к диссертации
Введение
1. Геолого-технологические условия эксплуатации скважин группы месторождений нижневартовского района 6
1.1. Результаты промысловых и лабораторных исследований нефтегазоносности и лито лого-физической характеристики пластов 6
1.2. Причины ухудшения фильтрационно-емкостной характеристики прискважинной зоны пласта 18
1.2.1. Загрязнение ПЗП в процессе первичного вскрытия пласта 19
1.2.2. Снижение гидропроводности ПЗП добывающих скважин в период их эксплуатации 26
1.2.3. Анализ состава забойных отложений добывающих скважин 28
2. Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта и причины снижения продуктивности скважин после грп 34
2.1. Обобщение результатов применения ГРП 34
2.1.1. Многомерный статистический анализ влияния геологических и технологических факторов на эффективность проведения ГРП 43
2.1.2. Основы используемых многомерных статистических методов анализа данных 46
2.1.3. Канонический корреляционный анализ эффективности проведения ГРП по группам скважин 49
2.2. Осложнения в процессе эксплуатации скважин после проведения ГРП 55
3. Разработка технологической жидкости и комплексной технологии воздействия на пласт с целью увеличения продуктивности скважин 73
3.1. Применение кислотных составов при обработках ПЗП низкопроницаемых юрских отложений 77
3.2. Использование гидросульфата натрия для воздействия на призабойную зону пласта 81
3.3. Разработка химической композиции для комплексного воздействия на ПЗП 84
3.4. Обоснование оптимальной рецептуры комплексного состава методом математического планирования эксперимента 100
3.4.1. Определение способности состава растворять АСПО 101
3.4.2. Определение коррозионной активности кислотных составов 102
3.4.3. Планирование эксперимента по определению оптимального комплексного состава 104
3.4.4. Обработка результатов эксперимента 107
3.5. Разработка комплексной технологии воздействия на ПЗП
скважин с низкой продуктивностью после ГРП 112
4. Обобщение результатов опытно-промышленного применения комплексной технологии опз пласта на месторождениях нижневартовского района 123
Основные результаты и выводы 147
Библиографический список 149
Приложения 158
- Результаты промысловых и лабораторных исследований нефтегазоносности и лито лого-физической характеристики пластов
- Причины ухудшения фильтрационно-емкостной характеристики прискважинной зоны пласта
- Многомерный статистический анализ влияния геологических и технологических факторов на эффективность проведения ГРП
- Применение кислотных составов при обработках ПЗП низкопроницаемых юрских отложений
Введение к работе
Нижневартовский нефтегазоносный район структурно входит в состав Среднеобской нефтегазоносной области, в которой разведано большое количество месторождений углеводородов. Основные ресурсы нефти в Нижневартовском регионе сосредоточены в сложнопостроенных месторождениях с коллекторами, характеризующимися низкой проницаемостью, неоднородностью и значительной толщиной продуктивных пластов, непостоянством литологического и минералогического составов пород как по разрезу, так и по площади. В связи с этим, необходимо решение актуальной задачи, заключающейся в разработке и внедрении новых методов интенсификации процессов нефтегазодобычи. Повышение добычи нефти и газа значительно зависит от создания новых технологий по воздействию на прискважинную зону пласта (ПЗП). Многообразие и сложность явлений в ПЗП, послужили причиной применения различных технологий и методов нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти, которые описаны в отечественной и зарубежной литературе. В последние годы, в частности, по Западной Сибири одним из наиболее эффективных методов повышения продуктивности скважин является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Несмотря на высокие показатели и успешность применения ГРП, практический опыт показывает, что его эффективность неодинаково проявляется в процессе эксплуатации скважин. Дебиты значительной части добывающих скважин снижаются, несмотря на повторные проведения ГРП с усовершенствованием технологии. Поэтому для успешной разработки низкопроницаемых и неоднородных объектов необходим научно-обоснованный подход не только к выбору скважин под проведение ГРП и его параметров, влияющих на эффективность, но и на многообразие факторов и причин, снижающих ее продуктивность в процессе эксплуатации. Успешность применения традиционных составов и технологий в таких скважинах невысока. Это приводит к неоправданному расходованию материалов, техники,
дорогостоящего оборудования и времени. Необходимо отметить, что в последнее время возрос интерес российских и зарубежных ученых и практиков, к комбинированным методам очистки прискважинной зоны пласта в скважинах, снизивших дебит после ГРП, реализация которых позволяет добиться комплексного воздействия на пласт с восстановлением продуктивности скважин. На основании изучения процессов восстановления дебитов скважин с использованием комбинированных методов интенсификации выявлена одна из основных задач - извлечение кольматирующих образований из ПЗП. Эффективность технологического процесса при этих методах определяется техническими средствами, а при химических воздействиях - растворителями. Поэтому основное направление диссертационной работы связано с разработкой и обоснованием эффективных комплексных технологий с усовершенствованием технических средств, обеспечивающих восстановление продуктивности скважин с декольматацией ПЗП, снизивших дебит после ГРП, с изучением причин, факторов кольматаций с подбором эффективных химических композиций в зависимости от состава кольматанта. Внедрение представленных комплексных технологий, сочетающих в себе физико-химическое воздействие на ПЗП, проводимые с ремонтными бригадами и без их привлечения, являются перспективными и актуальными при разработке месторождений Нижневартовского района и других месторождений Западной Сибири. Простота и комбинированность методов при успешном проведении позволяет быстро окупить затраты, а также снизить себестоимость добываемой нефти.
Результаты промысловых и лабораторных исследований нефтегазоносности и лито лого-физической характеристики пластов
Нижневартовский нефтегазоносный район структурно входит в состав Среднеобской нефтегазоносной области, в которой разведано большое количество месторождений углеводородов. Отличительной особенностью района является преобладание многопластовых месторождений, и поэтому в данном разделе исследованы продуктивные отложения васюганскои свиты на примере Хохряковского, Кошильского, Пермяковского и Ван-Еганского нефтяных месторождений.
Васюганские (верхнеюрские) отложения ННР содержат регионально-нефтегазоносный продуктивный пласт Ю\. В терригенном разрезе породы-коллекторы представлены чередованием полимиктовых песчаников, алевролитов и глин. По литологическому составу коллектора месторождений подразделяется на три пласта. В верхней части свиты (пласт ЮВі1) и в нижней части (пласт ЮВі ) преобладают аргиллиты, плотные, часто алевритистые, в средней части разреза (пласт ЮВі ) преобладают песчаники, мелко- и среднезернистые с прослоями известковистых разностей пород. Толщина васюганской свиты достигает 60 м [20].
С целью изучения литолого-стратиграфической характеристики разреза, определения коллекторских свойств продуктивных пластов, установления петрофизических связей проведен анализ результатов исследования кернового материала в специальных лабораториях (Центральной лаборатории Главтюменьгеологии, СибНИИНП): - физических свойств пород (пористости, проницаемости, остаточной нефтенасыщенности и водонасыщенности, удельного электрического сопротивления и др.); - гранулометрического и минералогического состава; - палеонтологических и палинологических исследований; - термического и рентгеноструктурного анализа; - спектрального анализа.
Имеющиеся материалы позволили получить характеристики продуктивных пластов и создать петрофизические основы для интерпретации материалов ГИС.
В результате изучения кернового материала по горизонту ЮВі на основе анализа данных гранулометрического состава можно сделать вывод, что в целом по пласту породы характеризуются как средне-мелкозернистые песчаники. По вещественному составу песчаники относятся к классу аркозовых [66].
Каркас пород образуют: кварц (30-55 %), полевые шпаты (35-55 %), обломки породы (10-20 %) и слюды (1-Ю %). Зерна породообразующих минералов слабоокатаны, угловатой формы. Полевые шпаты представлены как плагиоклазом, так и их калиевыми разновидностями. Половина зерен политизированы, серицитизированы, иногда полностью замещены глинисто 8 гидрослюдистым материалом. Песчаники имеют смешанный тип цементации карбонатно-глинистого состава [67].
Глинистый цемент преимущественно гидрослюдисто-каолинитовый, пленочно-поровый. Для каолинита характерен поровый тип цементации и достаточно высокая степень совершенства структуры. Содержание каолинита в цементе варьирует от 40 % до 70 %. Каолинит обладает способностью не набухать при воздействии на него водой, то есть чем больше содержание каолинита в цементе, тем меньше вероятность изменения коллекторских свойств при закачивании воды в пласт.
Повсеместно развит хлоритово-гидрослюдистый цемент пленочно-порового типа. Среднее содержание хлорита во фракции 0,01 мм колеблется от 8 до 15 %, а гидрослюды от 8 до 12 %. Количество смешаннослойных образований 5-7 %. Карбонатный цемент вторичный пленочно-поровый, представлен сидеритом, в единичных случаях - кальцитом.
Породы-коллекторы продуктивного горизонта характеризуются невысокими значениями фильтрационно-емкостных параметров. Открытая пористость в среднем составляет 15,0 %, преобладают коллекторы со значениями пористости от 13 % до 16 %. По проницаемости продуктивная часть пласта сложена коллекторами VI, V, IV, III классов (по А.А. Ханину). Значение коэффициента проницаемости в среднем по пластам Хохряковской группы месторождений составляет 10x10 мкм . Наиболее распространены коллекторы V класса, их доля в пласте ЮВі2 составляет 62,3 %. На коллекторы VI, IV и III классов приходится соответственно 7,1 %, 31,1 %, 0,5 %. Таким образом, пласт ЮВі представлен, в основном, коллекторами IV и V классов (приложение А).
Причины ухудшения фильтрационно-емкостной характеристики прискважинной зоны пласта
Исследованиями, проведенными различными авторами на месторождениях, доказано существенное влияние гидропроводности призабойной зоны пласта на продуктивность скважин. Эффективный и длительный период эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин определяется качественным вскрытием продуктивного пласта, характеризующимся хорошей гидропроводностью и высокой прочностью крепления. В конечном итоге, от этого в немалой степени зависят эффективность и технико-экономические показатели разработки всего месторождения. Многообразие геолого-физических и технологических условий разработки месторождений приводит к тому, что прискважинная зона пласта в течение всего периода работы скважины подвержена различным физико-химическим и другим изменениям, в определенной степени влияющим на гидропроводность ПЗП. В связи с этим проницаемость призабойной зоны пласта практически никогда не является постоянной, а изменение ее во времени идет, как правило, в сторону снижения. Важность информации о состоянии ПЗП имеет исключительное значение не только для регулирования процесса разработки месторождения, но и для выбора новых методов повышения проницаемости пласта, а также разработки новых эффективных способов обработки прискважинной зоны (ОПЗ). Поэтому должно уделяться большое внимание изучению процессов различных видов кольматации ПЗП.
При определенных условиях прискважинная зона настолько загрязняется, что восстановление естественной проницаемости пласта достигается только с помощью длительных и трудоемких технологических операций, а в некоторых случаях и не достигается вовсе [4,42].
Вскрытие продуктивных пластов на месторождениях Нижневартовского района производится в сложных горно-геологических условиях и сопровождается формированием вокруг скважин зон с различными проницаемостями. Исследования скважин гидродинамическими методами показывает, что проницаемость призабойной зоны пласта по многим скважинам значительно ниже проницаемости удаленной зоны. Уже на стадии бурения во время первичного вскрытия продуктивного пласта в призабойной зоне происходят необратимые процессы, в значительной степени изменяющие структуру горных пород и их проницаемость. Необратимость процессов ухудшения проницаемости ПЗП связана с уплотнением, а иногда и пластической деформацией пород от бурового инструмента и горного давления.
По этой причине изменяется структура пород ПЗП, напряженное состояние вокруг ствола скважины, характер насыщения коллектора флюидами, что снижает гидропроводность и фазовую проницаемость пласта [47].
Интенсивность загрязнения ПЗП существенно зависит и от физико-химических свойств бурового раствора, компонентного состава пластовой жидкости. Для выявления причин, осложняющих вызов притока, рассмотрены условия первичного вскрытия продуктивного пласта.
Первичное вскрытие продуктивных горизонтов производилось на наработанных глинистых буровых растворах плотностью от 1120 до 1250 кг/м , водоотдачей 5-10 см3/30 мин., глинистой коркой 0,5 - 2 мм, содержанием песка до 1,5 %. В процессе бурения ствола скважины и вскрытия продуктивной части разреза буровой раствор обрабатывали химреагентами (УЩР, КМЦ, гипан, кальцинированная сода и др.). Во время бурения скважины на глинистом растворе, наряду с проникновением в пласт фильтрата и образованием глинистой корки на стенке скважины, идет процесс кольматации пород пласта, т. е. заполнение внутрипорового пространства наиболее проницаемой части пласта тонкодисперсной фазой бурового раствора с последующим ее закреплением в каналах порового пространства. В результате этого в ПЗП скважин происходит изменение физических свойств пород [44].
Поскольку пластовые давления залежей пластов KV и Юі близки к гидростатическим, то следует отметить, что при бурении часто создавались значительные репрессии. В таблицах 1.2 и 1.3 приведены данные о репрессиях, создаваемых на пласт при первичном их вскрытии по Хохряковскому и Пермяковскому месторождениям.
Выполнен анализ оценки состояния ПЗП скважин при вскрытии продуктивного пласта. Результаты показывают, что при первичном вскрытии продуктивных отложений репрессии достигали 13 - 40 % от пластового давления. В проектном документе разработки нефтяных месторождений этого района установлены требования, устанавливающие что при первичном вскрытии пласта ЮВі максимальная репрессия не должна превышать 7 % от пластового давления, но не выше 3.5 МПа.
Многомерный статистический анализ влияния геологических и технологических факторов на эффективность проведения ГРП
Гидроразрыв пласта - технически и технологически сложное мероприятие, эффективность которого определяется по многим показателям, зависящим от большого числа параметров, характеризующих геологические условия и технологию проведения ГРП. Как правило, взаимосвязи между различными параметрами, оцененными по уже проведенным ГРП, весьма неочевидны и плохо поддаются описанию обычными методами статистического анализа [63].
Для подобных случаев специально разработаны методы многомерного статистического анализа данных. Это - метод кластерного анализа, позволяющий разбить весь набор скважин с проведенным ГРП на несколько однородных по статистическим свойствам групп, и метод канонических корреляций (канонический анализ), в котором устанавливаются максимальные корреляционные связи между двумя группами параметров.
Целью исследований с применением статистического анализа промысловых данных является определение зависимости эффективности ГРП от совокупности геологических и технологических факторов, а также получение прогноза показателей эффективности ГРП. В качестве объектов анализа были выбраны два набора скважин с проведенным (успешным) ГРП на пластах группы ЮВ по месторождениям Хохряковской группы месторождений. Дифференциация набора скважин проводилась в зависимости от периода проведения ГРП (до и после 2002 г., являющейся датой корректировки системы разработки), типа применяемой жидкости разрыва (на нефтяной или водной основе).
Отметим, что для получения достоверных статистических результатов в выборке не участвовали скважины с длительным бездействием (более 6 месяцев) и скважины из бурения. В результате общее количество скважин, участвующих в статистическом анализе, составило 440 скважин.
В качестве параметров, характеризующих геологические условия в пластах группы ЮВ были выбраны следующие: эффективная нефтенасыщенная толщина пласта (hHH), проницаемость (к), геофизический параметр относительного потенциала собственной поляризации (due), коэффициент расчлененности (Кр), начальная нефтенасыщенность (К„), расстояние от нижних отверстий перфорации до уровня водонефтяного контакта (1внк), комплексный параметр проводимости равный произведению проницаемости и эффективной толщины пласта (kh) [8].
Набор технологических параметров, описывающих эффективность технологий ГРП составлял из: масса проппанта в пласте (Мпроп), тип жидкости разрыва, масса проппанта крупной фракции (от 16/30 и более) (Мкр_фр), длина трещины (1тр), а также введена соответствующая удельная величина для массы проппанта (Wnpon).
В качестве характеристик эффективности проведения ГРП были выбраны дебиты жидкости после ГРП (Дж), кратности увеличения дебитов жидкости (Щж), накопленная дополнительная добыча нефти (?/Л коэффициент падения дебита жидкости (уж). Основой методики расчетов показателей эффективности ГРП являлось «Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», утвержденное 15.02.1994 г. первым заместителем министра топлива и энергетики РФ Л.В. Фоминым и адаптированное к условиям месторождений Западной Сибири. Суть использованной методики заключается в рассмотрении изменения характеристик вытеснения скважин, в которых проведен разрыв пласта [27]. При оценке эффективности учитывался и вычитался вклад, привносимый другими методами воздействия. Средние значения, стандартные отклонения и коэффициенты вариации этих параметров приведены в таблице 2.6. На рисунке 2.7 приведены соответствующие гистограммы плотности распределения.
Как видно из таблицы 2.6 и рисунка 2.7, для большинства параметров характерны большие значения стандартного отклонения и коэффициента вариации, что соответствует сильному разбросу данных относительно средних значений. Фактические плотности распределения параметров далеки от нормального и в ряде случаев имеют несколько максимумов, что свидетельствует о возможности объединения скважин в группы, в некоторой степени однородные по геологическим свойствам.
Применение кислотных составов при обработках ПЗП низкопроницаемых юрских отложений
На основании сопоставления коллекторских свойств обрабатываемых пластов, времени выдержки кислотного раствора в пласте, кратности кислотных обработок и технологий обработки выявлен ряд факторов, влияющих на степень нейтрализации кислоты в породах пласта. Прежде всего, необходимо отметить влияние высокой послойной неоднородности обрабатываемого интервала по литолого-петрофизической и физической характеристикам. Практикой применения различных физико-химических технологий на месторождениях Нижневартовского района установлено что, чем выше неоднородность обрабатываемого пласта, тем меньше процент нейтрализации кислоты. Достоверность этого объясняется тем, что раствор глинокислоты, заполнивший поры индифферентного к ней пропластка, изменяет свою концентрацию в меньшей степени и при вызове притока возвращается на забой скважины [86,89]. Другим фактором, препятствующим полной нейтрализации кислоты породой, является эффект экранизации поверхности порового пространства пород. Эффект экранизации может проявляться в двух вариантах - за счет активной составляющей нефти, к которой относятся асфальтены, смолы и нафтеновые кислоты, а также за счет образования на поверхности пор экранирующего слоя из продуктов реакции кислоты с породой. В практическом отношении чаще всего проявляется совокупность их воздействия. Помимо этого, в условиях низкопроницаемых коллекторов каналы фильтрации в ПЗП заблокированы водонефтяными эмульсиями, препятствующими проникновению кислотных составов в глубь пласта. Как показал опыт, эффективность кислотных обработок в таких условиях значительно ниже.
Для исключения отмеченного недостатка кислотной обработки необходимо добавление в кислотный состав углеводородных и взаимных растворителей. Экспериментальными исследованиями (с имитацией пластовых условий) Мазаева В.В и Ромазанова Д.Ш кислотных составов и композиций на наборных моделях пласта ЮВ Хохряковского месторождения установлено, что максимальной растворяющей способностью обладает стандартная кислотная композиция, состоящая из 12 % соляной кислоты + 3 % плавиковой кислоты (таблицы 3.1, 3.2) [59,88].
Различные варианты испытаний кислотных составов на образцах керна и удалением продуктов реакции путем вакуумирования позволили сделать ряд важных выводов: при использовании кислотного состава пониженной концентрации (6 % НС1 +1,5% HF) доля растворенного керна меньше, чем при использовании обычного состава (12 % НС1 + 3 % HF), но при этом достигается больший прирост коэффициента проницаемости за счет минимального вторичного осадкообразования.
Эффективность кислотной обработки существенно увеличивается при введении в состав добавки 10 % взаимного растворителя бутилцеллозольва, который препятствует адсорбции растворенных компонентов и диспергированных частиц на поверхности породы и способствует их лучшему удалению из порового пространства. Бутилцеллозольв не только препятствует адсорбции на породах присадок к раствору для стимулирования скважин, но обладает рядом других положительных свойств: снижает межфазное натяжение на границе нефть - закачиваемый состав; улучшает растворение нефти в воде, способствует удалению тонких частиц, смоченных нефтью, с поверхности породы, улучшает действие ПАВ.
Как говорилось ранее, успешность применения стандартных кислотных композиций при проведении физико-химических обработок в условиях Нижневартовского региона не превышает 30-70 %. Причиной этого стало отсутствие учета состава и характера отложений, способствующих снижению фильтрационных параметров ПЗП, преобладающей частью которых являются химические соединения в виде оксидов железа, глинистых образований и в меньшей степени кварца, карбонатов, АСПО и обломочных пород.
Повышение эффективности проведения физико-химических обработок связано с проведением лабораторных исследований с учетом комплексного кольматанта и анализа опыта их применения в различных геолого-физических условиях.
