Электронная библиотека диссертаций и авторефератов России
dslib.net
Библиотека диссертаций
Навигация
Каталог диссертаций России
Англоязычные диссертации
Диссертации бесплатно
Предстоящие защиты
Рецензии на автореферат
Отчисления авторам
Мой кабинет
Заказы: забрать, оплатить
Мой личный счет
Мой профиль
Мой авторский профиль
Подписки на рассылки



расширенный поиск

Совершенствование технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений ООО "Лукойл - Западная Сибирь" Павлов Евгений Геннадьевич

Совершенствование технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений ООО
<
Совершенствование технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений ООО Совершенствование технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений ООО Совершенствование технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений ООО Совершенствование технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений ООО Совершенствование технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений ООО Совершенствование технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений ООО Совершенствование технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений ООО Совершенствование технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений ООО Совершенствование технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений ООО
>

Диссертация - 480 руб., доставка 10 минут, круглосуточно, без выходных и праздников

Автореферат - бесплатно, доставка 10 минут, круглосуточно, без выходных и праздников

Павлов Евгений Геннадьевич. Совершенствование технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений ООО "Лукойл - Западная Сибирь" : Дис. ... канд. техн. наук : 25.00.17 Когалым, 2004 150 с. РГБ ОД, 61:04-5/3209

Содержание к диссертации

Введение

1. Современное состояние проблеммы и обоснование методов увеличения нефтеотдачи и разработки трудноизвлекаемых залежей нефти . 8

1.1 Основные направления развития методов увеличения нефтеотдачи 8

1.2 Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти... 14

1.3 Повышение эффективности разработки водонефтяных зон месторождений 16

1.4 Математическое и статистическое моделирование процессов разработки трудоизвлекаемых залежей нефти 17

1.4.1 Стохастические модели 17

1.4.2 Детерминированные модели. 19

2. Геолого-статистический анализ разработки месторождений «лукойл-западная сибирь». 22

2.1 Группирование объектов методом главных компонент . 22

2.2 Объектов с использованием нейро-сетевого моделирования 30

2.3 Анализ эффективности методов воздействия дифференцировано по выделенным группам объектов 48

3. Методические основы выбора и обоснования технологии возействия на малопродуктивные пласты . 55

3.1 Выбор технологии с применением МГК. 55

3.2 Выбор технологий с помощью МНС 53

3.3 Усовершенствованный экспертный метод подбора технологии воздействия на пласт 61

3.4 Комплексный метод выбора технологий 65

3.5 Прогнозирование эффективности физико-химического воздействия на пласт методами математического моделирования 68

3.6 Качественная характеристика модели. 79

4. Совершенствование технологий разработки залежей с низкопроницаемыми и малопроницаемыми коллекторами . 90

4.1 Исследования эффективности выработки залежей с низкопроницаемыми и маломощными коллекторами (НПМК) 90

4.2 Анализ рекомендуемых технологий по группе НПМК 90

4.3 Решение проблем разработки НПМК проведением гидроразрыва ...92

4.4 Решение проблем разработки НПМК проведением кислотных обработок 101

4.5 Перспективы применения высокоминерализованной воды для закачки

и в качестве оторочек для малопроницаемых коллекторов 119

5. Научно-методические основы разработки водонефтяных зон месторождений . 125

5.1 Цели и задачи классификации исследуемых объектов ВНЗ, группирование объектов, анализ статистических связей 125

5.2 Расчет энергетических показателей, связи с законтурной областью, целесообразность проведения гидродинамических мероприятий. 129

5.3 Изучение перемещения водонефтяного контакта и необходимость применения методов выравнивания профилей приемистости 137

5.4 Применение сшитых полимерных систем для повышения эффективности 140

5.5 Применение технологии акустической реабилитации скважин и пласта

(АРСиП) предназначенной для повышения нефтеотдачи пластов. 142

Заключение 144

Литература. 146

Введение к работе

Актуальность темы исследований. На современном этапе развития нефтегазодобывающего комплекса России большинство высокопродуктивных залежей находится на поздней или заключительной стадии разработки. Проблемы увеличения нефтеотдачи и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) нефти в настоящее время весьма актуальны, в том числе и для месторождений Западной Сибири, где удельный вес этих запасов составляет около 60 %.

В настоящее время на большинстве объектов разработки ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» также ставится задача стабилизации добычи нефти. Продуктивные пласты в большинстве своем характеризуются высокой зональной и послойной неоднородностью, низкой начальной нефтенасыщенностью и проницаемостью, а также наличием обширных водонефтяных зон.

По объектам разработки накоплен значительный объем материалов по применению третичных методов увеличения нефтеотдачи. Использование ряда технологий повышения нефтеотдачи зачастую малоуспешно, что в значительной мере обусловлено недостаточной адаптацией методов к конкретным геолого-промысловым условиям. В свете назревшей необходимости их рационального применения возникла задача проведения структуризации, выявления геолого-технологической приуроченности запасов нефти ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» и совершенствования систем рациональной выработки остаточной запасов нефти.

Разработка водонефтяных зон вызывает целый ряд трудностей. Конечный коэффициент нефтеотдачи по большинству ВНЗ ожидается значительно ниже, чем в чисто нефтяных частях залежи, что обусловлено с особыми условиями их эксплуатации, связанными с близостью водонефтяного контакта. Быстрый прорыв подошвенной воды к забоям добывающих скважин, низкие темпы отбора нефти при высокой степени обводненности добываемой продукции приводят к снижению нефтеотдачи пласта, к увеличению сроков разработки, к повышению непроизводительных затрат на добычу попутной; воды, ее транспорт и подготовку и, в конечном счете, к ухудшению технико-экономических показателей разработки в целом залежи.

Низкопроницаемые пласты и прослои имеются и в высокопродуктивных объектах, где они залегают в виде линз различной величины, полос различной ширины или коллекторов площадного развития.

Разнообразие геологических условий залегания, физических свойств пород и нефтей как по отдельным пластам, так и в пределах площадей приводят к выводу о необходимости самостоятельного изучения всех этих объектов и иного подхода к проектированию разработки, чем в объектах средней и высокой продуктивности.

Значительный резерв повышения эффективности заключается в выборе соответствующих технологий и общей стратегии планирования применения методов воздействия на пласт. При этом следует сделать правильный выбор из существующего арсенала гидродинамических, физических и химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН).

Цель работы: Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений ООО «ЛУКОЙЛ -Западная Сибирь» на основе комплексного применения физических, химических и гидродинамических методов. Создание обоснованной системы, определяющей комплекс геолого-технологических критериев выбора технологий для освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья.

Задачи и методы исследования:

1. Провести структуризацию и дифференциацию трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь».

2. Выполнить множественную классификацию и идентификацию объектов разработки ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» с помощью методов, главных компонент (ГК) и искусственных нейронных сетей (ИНС). Сравнить результаты обеих классификаций и установить наиболее эффективные применяемые МУН по выделенным группам объектов.

3. Создать совмещенный из нескольких методов комплексный критерий подбора технологий освоения трудноизвлекаемых запасов нефти.

4. Разработать и провести качественный анализ гидродинамических моделей фильтрации растворов химреагентов в водонефтяных зонах нефтяных месторождений и низкопроницаемых коллекторах.

5. На основе предложенных методик рассмотреть конкретные- методы воздействия на низкопроницаемые коллекторы и водонефтяные зоны месторождений с учетом общей стратегии планирования применения методов повышения нефтеотдачи пластов (ПНП).

Научная новизна результатов, полученных в работе:

1. Впервые проведены сравнительная классификация объектов разработки месторождений ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» методами ГК, ИНС и дифференциация технологической эффективности применяющихся методов ПНП по выделенным группам объектов.

2. Предложены методика совместного применения методов ГК и ИНС, а также экспертных оценок для оптимального подбора методов воздействия на трудноизвлекаемые запасы нефти.Для условий ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» разработаны гидродинамические модели фильтрации растворов химреагентов в водонефтяных зонах и в низкопроницаемых коллекторах, позволяющие прогнозировать эффективность МУН.

3. На основе приведенных методик предложены конкретные методы воздействия на низкопроницаемые коллекторы и водонефтяные зоны месторождений с учетом общей стратегии планирования применения методов ПНП.

Основные защищаемые положения

1. Классификация объектов разработки месторождений ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» методами главных компонент и искусственных нейронных сетей и анализ эффективности технологий ПНП по выделенным группам объектов.

2. Методика оптимального подбора методов воздействия на трудноизвлекаемые запасы нефти месторождений ООО «ЛУКОЙЛ -Западная Сибирь».

3. Гидродинамические модели фильтрации растворов химреагентов в водонефтяных зонах и низкопроницаемых коллекторах, позволяющие прогнозировать технологические параметры рекомендуемых к внедрению МУН.

Практическая ценность. Результаты, полученные в диссертационной работе, могут использоваться в качестве инженерных методик для выбора и прогнозирования технологической эффективности гидродинамических, физических и химических методов воздействия на трудноизвлекаемые запасы нефти.

Результаты исследований позволяют значительно повысить степень достоверности и надежности процедуры обоснования и планирования применения МУН на объектах разработки с трудноизвлекаемыми запасами нефти; повысить степень эффективности применения гидродинамических, химических и физических МУН; более обоснованно проводить анализ разработки и выработки водонефтяных зон месторождений и низкопроницаемых коллекторов; на основе гидродинамических моделей осуществлять качественный анализ влияния комплекса факторов на показатели разработки; с использованием методов ранговой корреляции осуществлять обоснованный выбор скважин для форсированного отбора (для ВНЗ); эффективно проводить комплекс геолого-технологических мероприятий по рациональному использованию запасов нефти на залежах нефти с ТрИЗ.

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано шесть печатных работ и два патента.

Структура диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Список литературы включает 46 наименований. Текст на 150 страницах, содержит 30 рисунков и 19 таблиц.

Основные направления развития методов увеличения нефтеотдачи

Перед нефтяной промышленностью поставлены задачи по удержанию высокого уровня добычи нефти, повышению конечной нефтеотодачи и улучшению технико-экономических показателей разработки нефтяных месторождений. В настоящее время на большинстве месторождений ООО ЛУКОЙЛ "Западная Сибирь" ставится задача стабилизации добычи нефти. В собственности компании находятся продуктивные пласты, сосредоточенные в различных нефтегазоносных комплексах, принадлежащие, помимо того, разным геотектоническим элементам, контролирующим образование ловушек в пределах Западно-Сибирского осадочного бассейна. Продуктивные пласты в большинстве своем характеризуются высокой зональной и послойной неоднородностью, низкой начальной нефтенасыщенностью, часто низкой проницаемостью при наличии водонефтяных зон. Вместе с тем по объектам накопился обширный материал как по геологии и разработке, так и по применению третичных методов увеличения нефтеотдачи. Зачастую использование ряда технологий увеличения нефтеотдачи не всегда уместно и, соответственно малоуспешно, что обусловлено слабой критериальной изученностью методов для данных геолого-промысловых условий. В свете назревшей необходимости их рационального, «точечного» применения, возникла задача проведения тщательной работы по выявлению геолого-технологической приуроченности запасов нефти месторождений ООО ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» и обоснованию систем рационального совершенствования выработки запасов нефти. Повышение эффективности разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти в настоящее время приобретает важнейшее значение для нефтедобывающей отрасли в связи с истощением активных запасов в высокопродуктивных объектов и добычи из них. К месторождениям с трудноизвлекаемыми запасами. [ТРИЗ] относятся такие месторождения, которые при обычных методах разработки вырабатываются со сравнительно низкими технико-экономическими показателями и низкой (обычно не выше 20-30%) нефтеотдачей. Причинами являются особенностями геологического строения залежей (ухудшенные свойства пласта, и пластовой жидкости, проявление реологических свойств нефти, сравнительно низкая концентрация запасов как по площади, так и по разрезу, небольшие размеры залежей), их разбросанность и удаленность от основных месторождений и районов нефтедобычи. Низкопроницаемые пласты и прослои имеются и в высокопродуктивных залежах, где они залегают в виде линз различной величины, полос различной ширины или коллекторов площадного развития. К числу неудовлетворительно вырабатываемых объектов относят водонефтяные зоны (ВНЗ) нефтяных месторождений. В них содержится значительное количество геологических запасов нефти. Доля запасов водонефтяных зон колеблется от 10 до 40 %. Разработка водонефтяных зон вызывает целый ряд трудностей. Конечный коэффициент нефтеотдачи по большинству ВНЗ ожидается в 1,5-2 раза ниже, чем в чисто нефтяных частях залежи, что связано с особыми их эксплуатации, вызванными близостью водонефтяного контакта. Быстрый прорыв подошвенной воды к забоям добывающих скважин, низкие темпы отбора нефти при высокой степени обводненности добываемой продукции приводят к снижению нефтеотдачи пласта, увеличению сроков разработки, повышению непроизводительных затрат на добычу попутной воды, ее транспорт и подготовку и, в конечном счете, к ухудшению технико-экономических показателей разработки в целом месторождения. Разнообразие геологических условий залегания, физических свойств пород и нефтей как по отдельным пластам, так и в пределах площадей приводят к выводу о необходимости самостоятельного изучения всех этих залежей и иного подхода к проектированию разработки, чем в залежах средней и высокой продуктивности. Для классификации залежей с различными свойствами пласта и пластовой жидкости до сих пор использовались в основном методы геолого-промыслового анализа и вероятностно-статистические методы группирования объектов по основным природным признакам. При этом в области информатики и вычислительной техники в настоящее время появляются новые направления, решающие подобные задачи более эффективно. Научно-технический прогресс в технологии разработки и добычи нефти, в обустройстве нефтяных месторождений с ТрИЗ и ВНЗ требует детального изучения геолого-физических характеристик, особенностей фильтрации жидкости в продуктивных пластах, проведения сложных и дорогостоящих опытно-промышленных работ по испытанию и внедрению прогрессивных методов увеличения нефтеотдачи и производительности скважин. Для классификации залежей с различными свойствами пласта и: пластовой жидкости используются такие современные методы анализа как методы искусственных нейронных сетей. В работе уделено определенное внимание изучению влияния методов повышения нефтеотдачи на перемещения пластовых жидкостей, а также на особенности фильтрации нефтей в низкопроницаемых коллекторах и залежах полностью подстилаемых подошвенной водой, показано различие в условиях залегания и разработки различных коллекторов. Диссертационная работа посвящена совершенствованию методов обоснования воздействия на нефтяные залежи с единых позиций как для активно-разрабатываемых залежей так и залежей, вовлекаемых в разработку параллельно (низкопроницаемые и ВНЗ). Задача повышения нефтеотдачи и способы ее решения формулировалась и описывалась отечественными и зарубежными авторами: Сургучевым М.Л.[1], М. Маскетом [2], Р. Дентоном, И.А. Чарным, Ю.П. Желтовым, Ю.А. Поддубным, И.А. Сидоровым, Г.Б. Пыхачевым, И.Н. Щелкочевым, А.Т. Горбуновым, А.А. Боксерманом, А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Аметовым, Г.А. Бабаляном, Л.Е. Ленченковой, Р.Х. Алмаевым, А.Ш. Газизовым, Н.И. Хисамутдиновым, Г.З. Ибрагимовым, А.Г.Телиным, В.Е. Андреевым, Т.А. Исмагиловым, и т.д.

Одним из элементов понятия: оптимальности систем разработки нефтяных месторождений является достижение максимально возможной и экономически оправданной величины нефтеотдачи пластов. При разработке залежей нефти достигаемая средняя нефтеотдача не превышает 34-37%, а по месторождениям Российской Федерации она примерно составляет 40-43%.

В связи с этим решение проблемы увеличения коэффициента нефтеотдачи, следовательно увеличения извлекаемых запасов нефти, имеет большое социально-экономическое значение.

Группирование объектов методом главных компонент

Несмотря на значительные достижения нефтяной отрасли, использование геологических запасов пока еще не осуществляется равномерно. Наряду с месторождениями, разработка, которых проходит при условиях, благоприятных для извлечения, имеются отдельные участки или даже целые залежи, выработка запасов которых до сих пор осуществляется неудовлетворительно. При этом особое внимание уделяется вовлечению в эксплуатацию залежей ранее не разрабатываемых методами увеличения нефтеотдачи.

В настоящее время на большинство объектах разработки ООО ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» ставится задача стабильной добычи нефти. В собственности компании находятся продуктивные пласты, сосредоточенные в различных нефтегазоносных комплексах, принадлежащие, помимо того, разным геотектоническим элементам, контролирующим образование ловушек в пределах Западно-Сибирского осадочного бассейна. Продуктивные пласты в большинстве своем характеризуются высокой зональной и послойной неоднородностью, низкой начальной нефтенасыщенностью, часто слабой проницаемостью при наличии водонефтяных зон.

Вместе с тем по объектам накопился обширный материал как по геологии и разработке, так и по применению третичных методов увеличения нефтеотдачи на всех типах залежей. Зачастую использование ряда технологий увеличения нефтеотдачи не всегда уместно и, соответственно — малоуспешно, что обусловлено: 1) слабой критериальной изученностью методов для данных геолого-промысловых условий и 2) особенностью разработки некоторых залежей нефти. В свете назревшей необходимости их рационального, «точечного» применения, возникла задача проведения тщательной работы по выявлению геолого-технологической приуроченности запасов нефти ООО ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» и обоснованию систем рационального совершенствования выработки всех видов запасов нефти.

Для классификации залежей с различными свойствами пласта и пластовой жидкости используются в основном современные методы геолого-промыслового анализа и частично вероятностно-статистические методы группирования объектов по основным І природным признакам. При этом в области информатики и вычислительной техники нередко появляются новые направления, решающие подобные задачи более эффективно.

В настоящее время при разработке нефтяных месторождений широко используются различные методы увеличения нефтеотдачи пластов: физико-химические, гидродинамические, микробиологические и т.д.. Многообразие технологий, а также геолого-промысловых условий, в которых они применяются, обусловили актуальность проблемы выбора и обоснований МУН к конкретным залежам нефти. Сложность решаемой задачи обуславливается тем, что эти методы применяются в условиях значительной выработанности запасов нефти, когда определение текущей нефтенасыщенности пластов по площади залежи становится трудно решаемой проблемой. С другой стороны, многообразие методов и их модификаций, в основном комплексного действия, затрудняют разработку математической модели разработки залежи нефти: с применением МУН. В этих условиях в качестве первого приближения к решению- проблемы рекомендуется НСА (нейро - сетевой анализ) - метод подбора МУН к конкретным геолого-промысловым условиям, который использует накопленный опыт промышленного внедрения МУН в различных условиях залежей нефти.

Метод нейронных сетей - метод имитации процессов, и явлений по аналогии функционирования нейронных сетей. Пользователь (МНС) подбирает представительные данные, а затем запускает алгоритм обучения, который автоматически настраивает параметры электронного аналога нейронных сетей. Суть состоит в создании некой структуры со свойствами (параметрами) максимально позволяющими моделировать и прогнозировать некие процессы.

Применительно к задачам повышения нефтеотдачи метод включает следующие операции, выполняемые последовательно: 1) Определение геолого-промысловых факторов, значимо влияющих на технологическую эффективность МУН; 2) Классификация рассматриваемых залежей нефти по комплексу геолого-промысловых параметров, влияющих на эффективность МУН; 3) Подбор метода увеличения нефтеотдачи к конкретной залежи по результатам классификации; 4) Прогнозирование результатов внедрения МУН на группе залежей. Электронный нейрон (ЭН) является составной частью нейронной сети. Он состоит из элементов трех типов: умножителей (синапсов), сумматора и нелинейного преобразователя. Синапс осуществляет связь между ЭН, умножают входной сигнал на число, характеризующее силу связи. Сумматор выполняет сложение сигналов. Нелинейный преобразователь реализует нелинейную функцию одного аргумента - выхода сумматора. Нейронная сеть представляет собой совокупность нейроподобных элементов І [47], определенным: образом соединенных друг с другом и с внешней средой с помощью связей, определяемых весовыми коэффициентами. В зависимости от функций, выполняемых нейронами в сети , можно выделить три их типа: входные нейроны, выходные нейроны, промежуточные нейроны. С точки зрения топологии можно выделить три основных типа нейронных сетей: полносвязные, многослойные, слабосвязные. В многослойных нейронных сетях нейроны объединяются в слои. Нейрон является составной частью нейронной сети. На рис.2.2 показана его структура.

Усовершенствованный экспертный метод подбора технологии воздействия на пласт

Эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи с кислотами и обработок призабойной зоны пласта колеблется в очень широких "пределах от 0,1 тыс.т нефти на одну скважин-обработку на Ватьегановском месторождении (глинокислотная обработка, гидрофобизатор ИВВ-1 Многокомпонентные кислотные составы декольматация, кислотные ванны и т.д.). При этом технологии, одинаково применявшиеся на месторождениях, отличаются эффективностью. Например ГКО на Повховском (БВ10) и Южно-Ягунском (ЮС1) месторождении дала эффект 1,5 тыс.т нефти на скв./обр., (соответственно Д = 27 и 50) а на Тевлино-Руссинском (Ю1/1) и Ватьегановском (Ю1-0) месторождениях 0,2 тыс.т нефти на скв./обр (соответственно Д = 8 и 27).

В процессе заканчивания и ремонта добывающих скважин месторождений ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» происходит ухудшение состояния призабойной зоны. Основными факторами снижения продуктивности скважин является образование водной блокады, приводящей к снижению фазовой проницаемости по нефти, набухание глинистых минералов, которое приводит к уменьшению размера или полной закупорки поровых каналов, образование стойких эмульсий, выпадение железа. Данные факторы снижения проницаемости призабойной зоны наиболее ярко выражены в низко- и среднепроницаемых пластах юрских залежей и залежей группы АВ1-2. Повышенная начальная водонасыщенность юрских пластов также способствует формированию стойких водных блокад при попадании в ПЗП водных растворов глушения и продуктов реакции кислотных растворов после обработок.

Ухудшение коллекторских свойств продуктивного пласта может наступить вследствие набухания глин, выпадения различных солей из пластовых вод, образования стойких эмульсий, отложения смол парафинов и продуктов коррозии в фильтровой части ствола скважины, а также из-за гидратации пород. В этой связи весьма важное значение приобретают методы интенсификации добычи нефти, которые позволяют восстановить, а зачастую и улучшить фильтрационные характеристики коллектора в призабойной зоне скважин. Одним из наиболее распространенных видов воздействия на призабойную зону являются кислотные обработки скважин.

При эксплуатации и ремонте нагнетательных скважин юрских залежей и залежей группы АВ1-2 также происходит снижение проницаемости ПЗП. В результате выпадения в поровых каналах железа, растворенного в кислоте при транспортировке, хранении и закачки по трубам, попадание мехпримесей и остаточной нефти в процессе закачки воды происходит затухание приемистости нагнетательных скважин.

Обработка добывающих и нагнетательных скважин глинокислотой, в том числе с добавкой ней оногенных ПАВ (ПКВ и КЛАС) во многих случаях не приводит к положительным результатам в виду того, что данные кислотные составы в пластах группы ЮВ1, а также низкопроницаемых пластах группы АВ1-2 не решают всех задач интенсификации работы скважин. Поэтому, на основании анализа причин снижения продуктивности и приемистости скважин в. низко- и среднепроницаемых пластах ЮВ1-2 и АВ1-2 разработаны новые многокомпонентные кислотные составы (МКС-1 и МКС-2), а также способы обработки призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин. Приведем некоторые технологии обработок скважин: Многокомпонентные кислотные составы МКС-1 и МКС-2 Многокомпонентные кислотные составы МКС-1 и МКС-2 предназначены для обработки призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин в низко- и среднепроницаемых терригенных коллекторах залежей группы ЮВ1-2 и АВ1-2 месторождений ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь». Составы серии МКС применяются для проведения следующих технологических операций в скважинах, описанных в инструкции по технологии КЛАС и реагентно-волнового воздействия на призабойную зону (РВВ): -простая кислотная ванна в добывающих и нагнетательных скважинах;. -многоцикловая кислотная ванна в динамическом режиме в добывающих и нагнетательных скважинах; -порционная кислотная обработка добывающих и нагнетательных скважин с закачкой расчетного объема кислотного раствора в виде отдельных порций по 6 м3; -непрерывная кислотная обработка добывающих и нагнетательных скважин с закачкой расчетного объема кислотного раствора единой оторочкой без остановки; -кислотная обработка добывающих и нагнетательных скважин по технологии гидрокислотного удара; -кислотная обработка добывающих и нагнетательных скважин с последующим дренированием пласта струйным насосом или свабом. Многокомпонентные кислотные составы серии МКС имеют специальные добавки, обеспечивающие следующие положительные свойства кислотных растворов: -замедление скорости реакции с породой; -предупреждение образования стойких водонефтяных эмульсий в процессе и после кислотной обработки обеспечивается введением в заданных объемах РДН-0 (МКС-1) и взаимного растворителя (МКС-2); -низкие значения межфазного натяжения кислотного состава и продуктов реакции на границе с нефтями, что дает возможность наиболее полного извлечения из пласта продуктов реакции после обработки; данное свойство кислотного раствора МКС-1 и МКС-2 обеспечивается наличием неиногенного ПАВ и углеводородного растворителя, а так же взаимного растворителя (изопропилового спирта); -предупреждение выпадения железа в пласте и снижения проницаемости ПЗП после нейтрализации кислотного раствора обеспечивается за счет наличия стабилизаторов железа (уксусной кислоты для пластов с температурой до 60С и ОЭДФ для пластов с температурой от 60 до 120С); -предупреждение набухания глинистых минералов, а также разглинизацию пласта, обеспечивается наличием в большом количестве взаимного растворителя в МКС; -снижение коррозионной активности, по сравнению с ингибированной соляной и глинокислотой, обеспечивается наличием вышеуказанных компонентов; -в качестве кислотной основы МКС используется смесь соляной, фтористоводородной и уксусной кислот, назначение которых - воздействие на заглинизированный песчаник при замедлении скорости реакции с породой и предотвращении: образования кольматирующих пласт осадков с ионами железа.

Решение проблем разработки НПМК проведением гидроразрыва

Многочисленными исследованиями, что сточная вода (особенно высокоминерализованная) обладает лучшими нефтевытесняющими свойствами по сравнению с пресной, особенно в области значений проницаемости менее 0,1 мкм2. Чем выше плотность воды, тем выше коэффициент вытеснения нефти.

Использование высокоэффективных малообъемных и малотоннажных технологи сдерживается отсутствием или дефицитом высокоминерализованной и пресной воды на скважинах. Высокое содержание щелочно-земельных катионов кальция и магния в пластовых или закачиваемых водах обуславливают высокую к ней реакционную способность и интенсивное образование осадков (гидроксидов, силикатов, карбонатов) практически из всех щелочных реагентов. Однако высокую стабильность и способность создавать надежный водоизолирующии экран при малообъемных оторочках проявляют в указанных условиях лишь осадки, образованные из, гидроксида и силиката натрия. Гидроксид натрия регулирует массу выпадающего осадка и его плотность, снижая значительное падение приемистости нагнетательной скважины. Образование водоизолирующих осадков, в воде происходит при использовании полимеров с функциональными группами, которые под действием ионов Са , Mg , Fe осаждаются, а также полимеров, хорошо набухаемых в воде. Для эффективности воздействия необходимы химические реакции реагентов с пластовой водой в пласте. Использование сеноманской воды (в целях заводнения и приготовления реагентов для закачек) по своей минерализации мало отличающейся по минерализации от попутно добываемой воды на скважинах тех или иных пластов или объектов не способно решить проблему малообъемных оторочек без добавки соответствующих растворов NaCl, СаС12, КС1. Снижению коэффициента вытеснения нефти, подошвенной і водой способствует также образование в результате молекулярно-поверхностного взаимодействия: пластовых жидкостей абсорбционно-сольватных или так называемых пограничных слоев (ГС). Исследования, проведенные И.Л. Мархасиным совместно с сотрудниками (19) показали, что FC состоит из твердообразной и гидродинамической; частей. При существующих градиентах давлений вытеснения нефть граничных слоев остается практически неподвижной. По мнению К.Б; Аширова при формировании граничных слоев и битумных пленок основная поверхность пород гидрофобизируется. Исходя из этого предположения им делается вывод о том, что погребенная вода в нефтенасыщенных коллекторах находится не в пленочной, а исключительно в рыхлосвязанной форме. В случае, если стенки капилляра в гидрофильном пласте покрыты пленкой связанной воды, а в центре находится нефть, при вытеснении нефти водой поверхностное натяжение на границе водонефтяного раздела действуют в направлении способствующим выталкиванию части пленки воды в сторону сплошной водонасыщенности. Исследованиями К.Б. Аширова установлено, что минерализация погребенных вод намного ниже пластовых и закономерно снижается от подошв залежей к кровлям структуры. При смешении закачиваемых внутрь контура пресных вод с погребенными высокосульфатными водами происходит выпадение гипса. Помимо этого вместе с закачиваемой водой в пласты поступают взвеси в виде твердых механических примесей, диспергированной нефти и др. Указанные примеси в присутствии нефти способны коагулироваться и прилипать к стенкам трещин и пор, вызывая частичное или полной закупоривание. При закачке пресной воды происходит разбухание глинистых фракций, повышение содержания которых заметно ухудшает показатели заводнения пластов. Снижению влияния глинистого материала на процесс вытеснения нефти водой способствует применение пластовой минерализованной воды, которая обладает высокими нефтеотмывающими способностями по сравнению с пресными водами. Преимущество вытеснения нефти высокоминерализованной пластовой водой заключается в том, что она обеспечивает меньшее натяжение смачивания. поверхностное натяжение на границе соответственно минерализованная вода - нефть и пресная вода - нефть; COS в тл. COS в краевые углы смачивания. Величина поверхностного натяжения зависит как от солевого состава вод, так и от состава самих нефтей, в особенности от содержания поверхностное натяжение минерализованной воды меньше, а краевой угол смачивания больше. При применении пластовой минерализованной воды увеличивается соотношение вязкостей нефти и воды, что в свою очередь способствует повышению охвата пласта заводнением. Лабораторными исследованиями, проведенными в Башнипинефти, показано, что коэффициент вытеснения в указанном случае (от 7 до 10 %) выше, чем при применении пресной воды [13]. Учитывая высокие нефтепромывающие способности минерализованной пластовой воды [13] при проектировании систем разработки нефтяных месторождений необходимо исследовать возможности максимального использования природной энергий этих вод для выработки запасов нефти.

Сильвинит - реагент, содержащий в своем составе хлорид калия и кальция. С целью выяснения возможности закачки пластовой воды, осуществлена закачка пластовой воды в период с 01.03.1999 по 01.04.2000. Южно-Ягунского нефтяного месторождения (2БВ10) пластовой сеноманской воды с сильвинитом в скважину 2334. Эффект не получен. В связи с тем, что при вероятности ухода закачанной воды в подошву, эффект от таких мероприятий следует ожидать не на ВНЗ, а на молопроницаемых участках.

Похожие диссертации на Совершенствование технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений ООО "Лукойл - Западная Сибирь"