Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Геолого-технологическое обоснование и прогнозирование применения глинокислотных обработок призабойной зоны пласта

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Геолого-технологическое обоснование и прогнозирование применения глинокислотных обработок призабойной зоны пласта"

Щербинина Наталья Викторовна

ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ГЛИНОКИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа - 2004

ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ГЛИНОКИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2004

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Научно-исследовательский институт по повышению нефтеотдачи пластов» Академии наук Республики Башкортостан (ГУЛ НИИ-нефтеотдача АН РБ) и в Уфимском государственном нефтяном техническом университете (УГНТУ)

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Андреев Вадим Евгеньевич

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор член-корр АН РБ Нугаев Раис Янфурович

Ведущее предприятие:

кандидат технических наук Галимов Ильдар Магафурович

Общество с ограниченной стью «Нефтегазтехнология» (ООО «Нефтегазтехнология»)

ответственно-

Защита состоится 22 декабря 2004 г. в 14- часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов», по адресу: 450055, г. Уфа, Проспект Октября, д. 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института проблем транспорта энергоресурсов.

Автореферат разослан 22 ноября 2004 года

Ученый секретарь л

диссертационного совета, д-р.техн. наук. Идрисов Р. X.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В последние годы возрастает доля труднокзвле-каемых запасов нефти (ТРИЗ) в общем балансе России. Значительные объемы ТРИЗ сосредоточены в низкопроницаемых глинизированных терригенных коллекторах сложного геологического строения. В процессе разработки происходит ухудшение фильтрационных характеристик продуктивных пластов в при-забойной зоне пласта (ПЗП). Призабойную зону пласта выделяют как особую часть пласта, так как, во-первых, ее свойства могут отличаться от свойств остальной части и, во-вторых, именно в этой части происходит потеря основной доли энергии, затрачиваемой на движение нефти в пласте.

Основными причинами ухудшения фильтрационных характеристик являются: разбухание глинистого цемента пород-коллекторов, привнесение мельчайших частиц в ПЗП в процессе работы скважины, в результате чего происходит уплотнение пород в ПЗП. На изменение фильтрационных характеристик ПЗП также влияет выпадение солей и различных продуктов реакции после закачки химических реагентов, увеличение водонасыщенности пород ПЗП и снижение фазовой проницаемости для нефти при смене пластовой минерализованной воды на пресную воду. Радиус ПЗП меняется от нескольких десятков сантиметров до нескольких метров.

Одной из основных задач нефтедобычи является сохранение ПЗП в удовлетворительном состоянии. Поэтому всегда существует необходимость восстановления и улучшения фильтрационных характеристик ПЗП за счет увеличения ее проницаемости и снижения темпов обводнения добывающих скважин.

Виды воздействия на ПЗП в зависимости от применяемой технологии разделяются на физико-химические, химические, тепловые, микробиологические, механические, комбинированные методы.

В настоящее время на месторождениях России основная доля приходится на физико-химические методы воздействия на призабойную зону.

Цель работы. Создание научно-методической основы оптимизации технологических параметров применения глинокислотных обработок призабойных зон терригенных коллекторов в различных горно-геологических

| *ос национальная"] I СММИОГСКА I

Основные задачи исследований:

1. Обобщение накопленного промыслового опыта применения глинокис-лотных ОПЗ скважин.

2. Сравнительный анализ геологических особенностей продуктивных пластов и специфических условий разработки исследуемых объектов.

3. Геолого-статистический анализ эффективности ГКО добывающих скважин и выявление факторов, влияющих на результативность обработок.

4. Проведение лабораторного исследования влияния ГКО на изменение фильтрационно-емкостных характеристик и физико-химических свойств пород-коллекторов.

5. Математическое моделирование технологического процесса глинокис-лотных обработок ПЗП Самотлорского (пласты АВ13 и БВ10) и Ново-Елховского (пласт Д|) месторождений с целью оптимизации технологических параметров воздействия.

Научная новизна работы:

1. На основании выполненных лабораторных исследований определен характер изменения фильтрационно-емкостных характеристик и физико-химических свойств пород-коллекторов Суторминского и Ново-Елховского месторождений при глинокислотном воздействии.

2. Получены геолого-статистические модели эффективности глинокислот-ного воздействия на призабойную зону скважин Самотлорского и Ново-Елховского месторождений. В результате сравнительного анализа геолого-статистических моделей эффективности ГКО установлены геолого-технологические условия применения глинокислотного воздействия на месторождениях Волго-Уральской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций.

3. Построена геолого-математическая модель эффективности применения ГКО призабойных зон терригенных пластов Самотлорского и Ново-Елховского месторождений.

4. Проведен сравнительный анализ результатов геолого-статистического и геодого-математического моделирования эффективности ГКО на эксплуатационных объектах Самотлорского и Ново-Елховского месторождений.

Защищаемые положения:

1. Результаты лабораторных исследований влияния ГКО на фильтрационные характеристики терригенных пород-коллекторов изучаемых месторождений.

2. Геолого-промысловые условия эффективного применения ГКО для улучшения фильтрационно-емкостных характеристик ПЗП с целью повышения добычи нефти.

3. Методика оптимизации параметров глинокислотного воздействия на призабойную зону пласта.

Практическая ценность и реализация работы в промышленности:

1. Результаты диссертационной работы использованы при выборе скважин под ГКО на пласте Д1 Ново-Елховского месторождения.

2. Результаты проведенных исследований позволяют значительно повысить степень достоверности и надежности геолого-технологического обоснования объектов под применение глинокислотного воздействия на призабойную зону пласта для увеличения продуктивности и приемистости, добывающих и нагнетательных скважин; существенно поднять уровень технико-экономической эффективности ГКО и в конечном итоге интенсифицировать текущую добычу нефти и значительно улучшить состояние фонда скважин.

3. Предложена методика прогнозирования и оптимизации технологических параметров ГКО, а также выбора объектов воздействия.

4. Результаты диссертационной работы использованы в научно-промышленных работах НИИнефтеотдача АН РБ, проводимых по договорам АО «Татнефть» и ОАО «Акмай».

Апробация работы. Основные положения работы докладывались на 50-й, 51-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых (г. Уфа, 1999-2000); на Ш Конгрессе нефтегазопромышленников России, секция Н «Проблемы нефти и газа» (г. Уфа 2001), на региональной научной конференции студентов, аспирантов и молодых специалистов «Геологи XXI века» (г. Саратов, 2001), на ХШ научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири - 2004» (г. Тюмень, 2004), на юбилейной V Международной молодежной научной конференции «Севергеоэкотех-2004» (г. Ухта, 2004).

Структура диссертации Диссертация состоит из введения, 5 глав и заключения. Список литературы включает 73 наименования. Текст на 149 страницах, содержит 66 рисунков и 21 таблиц.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы основные задачи и цель исследования, рассмотрена научная новизна, основные защищаемые положения и практическая ценность работы.

В первой главе приведено обобщение накопленного промыслового опыта применения глинокислотного ОПЗ скважин.

В настоящее время месторождения находящиеся на поздней стадии разработки, представленные терригенными коллекторами характеризуются низкими технико-экономическими показателями их эксплуатации. Действующие скважины нуждаются в оптимизации режимов их эксплуатации. Снижение дебита скважин зависит во многом от состояния их призабойных зон. С целью интенсификации притока нефти к забою скважины на месторождениях применяется ряд методов: механические, тепловые, химические, комбинированные.

Эффективность вышеперечисленных методов во многом зависит от учета особенностей месторождения, на котором планируется проведение того или иного мероприятия. Немало проблем возникает при разработке глинизированных сложнопостроенных терригенных коллекторов. При их разработке часто возникают осложнения, связанные с опережающим обводнением, привнесением глинистого материала в ПЗП и снижением коэффициента продуктивности скважин.

Одним из эффективных методов воздействия на ПЗП, пробуренных в глинизированных терригенных коллекторах с низкой карбонатностью, является метод глинокислотного воздействия. Кислоты, входящие в состав реагента, выполняют следующие функции: фтористоводородная кислота растворяет силикатный цементирующий материал (глины, аргиллиты); соляная кислота предотвращает образование запечатывающего пласт геля. Различные добавки ПАВ используют для придания отреагировавшему раствору способности вымывать остатки разрушенного глинистого раствора и породы после реакции их с кислотой. Учет литолого-петрофизических и геолого-промысловых характери-

стик эксплуатационных объектов, выбранных под глинокислотное воздействие, позволит повысить успешность проведения ГКО до 85 - 90 %.

Развитию метода глинокислотной обработки ПЗП во многом способствовали работы В Е. Андреева, Ю Н Арефьева, С.А. Блинова, Н.Х. Борисова, Ю.Л Вердеревского, М.Г. Гафиуллина, В.М. Гилязова,

A.В. Глебова, В.Н. Глушко, С.Н. Головко, Л.Т. Дытюка, Ю.В. Земцова, »Г.З. Ибрагимова, Р.С. Калимуллина, А.И. Колесникова, В.И. Левицкого,

B.А. Левкина, А.Д. Митрофанова, И.М. Мухамадуллина, Р.Н. Мухаметзянова, Р.Х. Муслимова, В.И. Некрасова, А.В. Овсюкова, О.В. Поздеева, К.Х. Рахмангулова, Р.Х. Самакаева, С.Г. Сафина, В.Н. Сергиенко, В.А. Сидоровского, В.А. Сорокина, Н.Р. Старкова, А.В. Старковского, А.В. Тарасова, М.А. Токарева, Г.И. Трахтмана, К.М. Федорова, Н.И. Хисамутдинова, З.Д. Хоминец, Н.М. Чупрова, Л.А. Шешукова, Р.Г. Ширгазина и др.

Вопросам глинокислотных обработок посвящены работы зарубежных авторов (Мак Леод, Бернард М. Пайот и Харве Г. Пертунс и др.).

Анализ промыслового опыта применения глинокислотных ОПЗ скважин позволил сделать вывод о высокой перспективности данного метода интенсификации добычи нефти из глинизированных терригенных коллекторов и о необходимости дальнейшего совершенствования научно-методических основ выбора объектов и оптимизации технологических параметров глинокислотного воздействия на пласт.

Во второй главе проведен сравнительный анализ особенностей геологического строения и состояния разработки исследуемых терригенных объектов разработки Самотлорского, Суторминского и Ново-Елховского месторождений.

Исследуемые терригенные эксплуатационные объекты приурочены к различным нефтегазоносным провинциям и нефтегазоносным комплексам.

Продуктивные пласты АВ и БВ Самотлорского месторождения приурочены к меловой системе и представлены полимиктовыми песчаниками. Продуктивные отложения формировались в морских, прибрежно-морских и континентальных условиях. Пласты БВ8-10 содержат мелко- и среднезернистые песчаники разделенные между собой прослоями аргиллитов и алевролитов. Пласт

БВ8 разделен на четыре пласта, часто сливающихся в единый пласт. Пласт БВю представлен монолитными песчаными телами и тонким чередованием песчано-алевролитовых пород, выдержан по площади.

Коллекторами нефти пласта являются песчаники и алевролиты. Пласт литологически неоднороден, наблюдается частое чередование глинистых и песчано-алевритовых слоев. Пласт АВ] крайне неоднороден по составу. В нижней половине горизонта выделяется пласт содержащего слабоглинистые песчаники выдержанные по площади. В этом пласте выделяют три типа разреза: гидродинамически связанный коллектор (ГСК), прерывистый коллектор (ПК) и сильно прерывистый коллектор (СПК). Выше залегает пласт имеющий самое сложное строение и обладающий наибольшей литоло-гической изменчивостью - он представлен тонкослоистыми и линзовидными прослоями алевролитов и глин толщиной 0,01-0,1м, за что получил название "рябчиковая порода".

Пласты БС Суторминского месторождения формировались в условиях морского мелководья и сложены чередующимися глинистыми, алевролитовы-ми и песчаными прослоями. Продуктивные отложения представлены полимик-товыми породами. Коллекторы пласта БСп на большей части месторождения представлены алевролитами с прослоями песчаников и характеризуются низ-кимн фильтрацнонно-емкостнымн свойствами. Горизонт БСю в силу особенностей накопления разделен на БСщ2 И БСю'. П л а 1Ж4СР д е р ж и т в своей структуре крупное песчаное тело - бар. За пределами бара породы представлены алевролитами и глинами. Пласт имеет сложное линзовидное строение.

Ново-Елховское месторождение, пласт Д1 В пашийском горизонте Д] выделяются шесть пластов: Продуктивные отложения пред-

ставлены кварцевыми песчаниками, мелкозернистыми и крупнозернистыми алевролитами, с небольшой примесью глинистого материала, хорошо отсортированными. Доля цемента 1 - 5 %. Пласт г имеет почти повсеместное распространение. Для всех пластов характерна резкая смена пород по простиранию: песчаник-глина, как результат деятельности воды потоков в мелководном морском бассейне, что обусловило размыв разделов между пластами и слияние коллекторов соседних зональных интервалов.

В результате сравнительного анализа геологических особенностей терри-генных коллекторов нефтяных месторождений Западно-Сибирской и Волго-Уральской провинций выявлены их схожие характеристики: повышенная глинистость (до 14%), низкая карбонатность (менее 1%), расчлененность продуктивных пластов.

Также выделены различия исследуемых объектов. Терригенным пластам меловой системы Самотлорского и Суторминского месторождений, приуроченным к Западно-Сибирской провинции, свойственно: значительная изменчивость коллекторских свойств, частая смена фациальных условий, линзовидное залегание коллекторов, невыдержанность продуктивных пластов по площади, затрудненная гидродинамическая связь, полиминеральность состава пород.

Пласту Д1 Ново-Елховского месторождения, приуроченному к Волго-Уральской провинции присущи следующие отличительные особенности: незначительная изменчивость коллекторских свойств, накопление осадков в мелководном морском бассейне, часто встречается слияние коллекторов соседних зональных интервалов, т. е. наличие внутриформационных размывов, наличие единого гидродинамического резервуара, состав пород ограничен содержанием кварцевого песка и глинистого цемента.

Перечисленные факторы оказывают существенное влияние на показатели разработки и эффективность проводимых ОПЗ.

Изучение состояния действующего фонда эксплуатационных объектов исследуемых месторождений показало, что около 50 % его приходится на мало-дебитные скважины, находящиеся на грани рентабельности. Дебит на таких скважинах не превышает 2-3 т/сут.

Темп отбора нефти неуклонно падает. На сегодняшний день темпы отбора от НИЗ не превышают 2,5% ни на одном из изучаемых объектов (рис. 1).

M

7,0

а

I 6.0

S 5,0

СО О 4,0

« е 3.0

я S 2.0

£ гв

0.8

м о,з %a о,s t,i n

КИЭ.Д1ЯИ1Д

| mit-tnx. Фсдпо!. -«-Саытек СэяЛМ -«—№•■*. ;

Рис. 1. Зависимость темпов отбора нефти от КИЗ

Форсированные отборы нефти с начала разработки на Суторминском месторождении позволили достигнуть высоких темпов отбора, но привели к быстрому обводнению добываемой продукции и переходу месторождения в третью стадию разработки. Наиболее выдержанный по интенсивности и времени темп отбора нефти был взят на Ново-Елховском месторождении, который поддерживался на продолжительном периоде разработки. На Самотлорском месторождении по прерывисто связанному коллектору (ПК) темп отбора нефти был более выдержан по продолжительности и длительности стадии стабилизации разработки, чем на Суторминском месторождении, ситуация сравнительно схожа с Ново-Елховской площадью Ново-Елховского месторождения, но на последнем удается поддерживать темп на одном и том же уровне за счет широкомасштабного применения МУН. На гидродинамически связанном коллекторе (ГСК) Самотлорского месторождения темп отбора нефти в начале разработки резко возрос до 7,0 и к концу второй стадии разработки начал стремительно падать. В данный момент ситуация на исследуемых объектах крайне сложная. На Федотовской площади Ново-Елховского месторождения, ситуация немногим лучше остальных. В основном темп отбора нефти зависит от успешности выбора первоначальной схемы размещения скважин, плана разработки месторождения и мониторинга эксплуатации действующего фонда скважин.

При значительной интенсивности с начала разработки на Самотлорском месторождении текущая нефтеотдача равна 0,188, на Суторминском месторождении 0,19, в то время как на Ново-Елховском месторождении она достигла 0,5 (рис 2).

1i 9 1

I

1

u

u

и

u

пням»«

Mm u -*— Ф1Д0ГЛЯ Сштпл

-•—Слмаиам:

Рис. 2. Динамика относительных показателей годовой добычи нефти

Возрастает необходимость ввода в разработку слабо вырабатываемых нефтяных зон, в основном за счет широкомасштабного внедрения геолого-технологических мероприятий, в том числе и методов направленных на улучшение фильтрационных характеристик ПЗП, перевода скважин с других пластов или ввода скважин, находящихся в консервации, после КРС.

В связи с создавшейся обстановкой на исследуемых месторождениях актуальность совершенствования методов интенсификации добычи нефти резко возрастает.

Третья глава содержит результаты лабораторных исследований воздействия кислоты на фильтрационные характеристики терригенных пород-коллекторов Западно-Сибирской и Волго-Уральской провинций.

Наиболее эффективным способом выбора рабочего агента для обработки ПЗП в определенных горно-геологических условиях, является экспериментальное определение степени восстановления проницаемости образцов керна, отобранных из продуктивного интервала пласта, подлежащего воздействию.

На первом этапе рассматривались аспекты изменения структуры порового пространства 27 сцементированных образцов керна пластов БС Суторминского месторождения. Поровый состав изучался методом ртутной порометрии с применением порозиметра итальянской фирмы Carlo Erba.

Как показывают результаты исследований, при обработке образцов глино-кислотой происходит увеличение удельного пустотного пространства. Средний удельный пустотный объем образцов возрос со 117,3 до 123,1 мм3/г.

Средний радиус пор при контакте с глинокислотой увеличился с 4,768 мкм до 5,787 мкм. В исследуемой выборке уменьшилось количество образцов, имеющих средний радиус пор менее 2,5 мкм, и произошло одновременное увеличение количества образцов со средним радиусом пор более 7,5 мкм и средним радиусом от 2,5 мкм до 5 мкм (рис. 3).

<2,5 2.5-5 5-7 5 7,5-10 10-12,5 >12,5 Интервал изменения среднего радиуса пор, мкм

Рис. 3. Гистограмма распределения среднего радиуса пор образцов до и после ГКО

Потеря массы испытуемых образцов варьирует в диапазоне от 2 до 14%. Наибольшая потеря массы наблюдается у низкопроницаемых и непроницаемых образцов. Результатом значительных изменений в массе является растворение содержащихся глинистых частиц. Проявляется четкая зависимость: чем выше потеря массы, тем существеннее изменения структуры порового пространства, а следовательно, значительнее увеличение фильтрационных свойств породы.

Исследуемая выборка образцов керна была дифференцирована по проницаемости на несколько групп.

У группы непроницаемых образцов керна с большой потерей массы при взаимодействии с раствором глинокислоты уменьшилось содержание микро-пор (радиусом менее 1 мкм) и одновременно увеличилось содержание крупных пор (радиусом более 10 мкм). Содержание крупных пор в них возросло в 6 раз, пористость на 3%, увеличился удельный объем пустотного пространства почти на 40%. У других образцов, характеризующихся более низкой потерей массы произошло небольшое перераспределение содержания пор в пользу больших (1-2 мкм) на 5-10%. Следовательно раствор глинокислоты по-разному взаимо-

действует с образцами различной проницаемости, но в целом наблюдается положительная тенденция роста содержания пор размером 2-5 мкм.

Результаты проведенных исследований по изучению изменения структуры порового пространства после глинокислотного воздействия позволяют сделать следующие выводы:

- структура порового пространства изменяется незначительно, однако удельный объем пустотного пространства увеличивается, причем весьма значительно;

- у непроницаемых образцов с большой потерей массы (10-14%) произошли существенные изменения структуры порового пространства, т.е. раствор гли-нокислоты может приводить к существенному увеличению фильтрационных свойств породы при довольно высокой потере массы.

- потеря массы образцов при воздействии раствора глинокислоты в меньшей степени зависит от их фильтрационно-емкостных свойств и в большей степени от глинизированности.

- глинокислотное воздействие приводит к значительным изменениям у образцов керна с преобладающими мелкими порами, размер пор варьирует в пределах 1-5 мкм.

Все перечисленные факты подтверждают направление использования метода глинокислотной обработки скважин - очистка призабойной зоны от привнесенного материала, глинисто-песчаных пробок на забое, без значительного изменения самой структуры коллекторов.

На втором этапе экспериментов был проведен комплекс лабораторных исследований по изучению изменения фильтрационно-емкостных и физико-химических свойств коллекторов, при их взаимодействии с раствором глино-кислоты.

Коллекция образцов составляла 14 стандартных образцов керна пластов Их высверливали, экстрагировали от углеводородов, высушивали до постоянной массы. На подготовленных образцах определяли абсолютную проницаемость по воздуху, пористость по методу Преображенского, проницаемость по воде до и после глинокислотного воздействия. Определяли смачиваемость образцов по методике Тульбовича, а также коэффициент вытеснения.

Ниже приведены результаты данного комплекса лабораторных исследований:

- пористость образцов в среднем увеличилась на 5,4% при взаимодействии с глинокислотой;

- абсолютная и фазовая проницаемости увеличились почти в 3 раза;

- изменения значения параметра смачиваемости имеют тенденцию к уменьшению;

- потеря веса образцов при контакте с глинокислотой составила в среднем 4,494%;

- смачиваемость, в процессе эксперимента меняется с среднее значение коэффициента вытеснения повысилось с

Результаты исследований позволяют сделать заключение о том, что наибольшим положительным изменениям поддаются лишь образцы с низкими фильтрационными характеристиками, характеризующиеся значительной глинистостью. Это доказывает, что ГКО в большей степени влияет на глинистые частицы и в меньшей степени растворяет сам скелет пород-коллекторов и следовательно направлен на очистку ПЗП от привнесенного глинистого материала, затрудняющего фильтрацию жидкости через породу.

На третьем этапе были проведены эксперименты над образцами керна тер-ригенного пласта Д1 Ново-Елховского месторождения.

Был изготовлен шлиф до и после глинокислотного воздействия. Керн взятый из скважины №2060, из интервала 1787,0-1796,2 м представлен кварцевым песчаником мелкопсаммитовой (0,25-0,05 мкм) структуры. Текстура массивная. Цемент глинистый пленочный, видны заполнения пор. Встречаются одиночные обломки полевых шпатов и включения битума. Изучение шлифа происходило с увеличением - 40, без анализатора.

После глинокислотного воздействия наблюдается частичное разрушение глинистого цемента по контактам с кварцевыми обломками, что фиксируется без анализатора. Ниже представлены изображения исследуемых шлифов до и после ГКО (рис. 4).

Поровый состав кернового материала коллекторов продуктивного пласта Д1 Ново-Елховского месторождения также изучали методом ртутной порометрии, как и в двух предыдущих лабораторных исследованиях.

Рис. 4. Изображение поровой структуры шлифа под микроскопом до и после глинокислотного воздействия

Оценку радиусов пор осуществляли по количеству вытесненной ртути из образца породы при разных перепадах давления, каждому из которых соответствовала определенная величина радиуса порового канала.

В процессе глинокислотного воздействия произошло увеличение удельного пустотного пространства на 30 мм3/г (рис. 5).

Рис. 5. Изменение удельного пустотного объема после ГКО

При контакте с раствором глинокислоты произошло перераспределение удельного пустотного пространства (рис. 5). Удельный пустотный объем мик-ропор незначительно увеличился, в то время как объем пустотного пространства средних пор (до 9 мкм) увеличился в общем на 14 мм3/г. Резкое увеличение

При контакте с раствором глинокислоты произошло перераспределение удельного пустотного пространства (рис. 5) Удельный пустотный объем мик-ропор незначительно увеличился, в то время как объем пустотного пространства средних пор (до 9 мкм) увеличился в общем на 14 мм3/г. Резкое увеличение пор приходится на поры радиусом 10 мкм, только их объем увеличился на 12 мм3/г. Удельный пустотный объем макропор незначительно снизился в целом на 3,7 мм3/г.

Изменение среднего радиуса пор произошло сравнительно неодинаково. В исследуемых образцов микропор < 0,01 мкм увеличилось в 3 раза, с 1,5% до 4,8%; содержание пор до 1 мкм практически не изменилось; значительное увеличение пор произошло в диапазоне от 1 до 9 мкм с 14% до 22%; количество макро пор (>10 мкм) снизилось с 83% до 69%.

В результате обработки образцов глинокислотой произошло частичное разрушение скелета породы и соответственно уменьшение макропор (>10 мкм) с 83% до 69%. Положительным в данном случае является увеличение пор радиусом от 1 да 9 мкм с 14% до 22%, т.е. увеличение пор проницаемых для нефти увеличилось.

Таким образом, результаты лабораторных исследований удовлетворительны и экспериментально доказывают, что ГКО эффективны для очистки пород-коллекторов от глинистых частиц.

Четвертая глава посвящена геолого-промысловому анализу эффективности применения ГКО на терригенных пластах Самотлорского и Ново-Елховского месторождений.

Для геолого-статистического моделирования процесса ГКО добывающих скважин, вскрывающих продуктивные терригенные пласты меловых отложений Самотлорского месторождения, были определены 13 переменных факторов, оказывающих влияние на эффективность ГКО: глубина залегания кровли продуктивного пласта, суммарная нефтенасыщенная толщина продуктивных пластов, коэффициент нефтенасыщенности, коэффициент пористости, коэффициент проницаемости, коэффициент песчанистости, коэффициент расчлененности, дебит по нефти до обработки, дебит по жидкости до обработки, обводненность, гидропроводность, объем закачиваемого, реагента. Все независимые факторы нормировали с целью оценки степени их влияния на

факторы нормировали с целью оценки степени их влияния на зависимые параметры.

Из-за высокой неоднородности параметров исходной матрицы, с целью создания более успешной статистической модели эффективности ГКО проведено группирование объектов по совокупности геолого-физических параметров, с выделением однородных относительно выбранного базового объекта разработки и от информативности включенных в модель геолого-физических параметров при отсутствии между ними корреляционных связей. Группирование объектов проводили по методу главных компонент (МГК).

Сформированы две выборки скважин для регрессионного анализа. Для качественной характеристики и выявления особенностей выделенных групп объектов по исходным параметрам были рассчитаны их значения для "средних" гипотетических скважин (табл. 1).

Первая группа объектов - группа меньшей эффективности (но в целом экономически рентабельная) характеризуется: меньшей глубиной залегания кровли продуктивных пластов группы АВ, наибольшими значениями эффективной кефтенасыщенной толщины, широким диапазоном изменчивости коэффициента проницаемости, небольшой гидропроводностью и меньшей парафинисто-стью нефти.

Таблица I

Геолого-статистические модели эффективности ГКО

Группа 1 (пласты АВ!3) Группа 2 (пласты БВ10)

<}„„„ = 13,5 - 51,9Ь,ф ~29,ЗРасч + 20Д+ +74,9 V, Я2= 60%, V = 50%, <}„„„= 174,7 + 39,24Н - 24,09 Ь* - 52,17 % --12,89 Г+38,01 £, Кг= 64,8%, Р = 70%,

ДГ= 2,1 -3,09 Нэф -2,221^, + 1,121ц,,,, + +1,63+2,6 V, Я2=65%,Г = 70%, М = 0,37 + 2,2411,ф + 0,51Чж»д - 0,67 Г-2,32 V, 66%, V = 47%,

Лч„ = 1,22 - 1,63Ьзф -0-53кпсс, + 0,141+ +2,08У, ^=57%^ = 60%. Дч„ = 30,70 + 3,09 Ь,ф -1,49 к«фг -2,88ч„ + +2,89 У +0,51 е, Я5= '/7%, Р = 72%,

Ач,„д = 2,1 - 8^Ьзф + 1,8к„рон + /,57У. Я2=61%, Р = 50,7%, ДЧж»д = 1,77 - 9,93 Ь,ф - 4,78 + 3,03 ц, -0,69 V -Л, 08 г, Я2= 64,8%, Р-70%,

Вторая группа объектов (более высокой эффективности), в значительной мере приурочена к более глубоко залегающим пластам группы БВ. Для нее характерны сравнительно меньшие эффективные нефтенасыщенные толщины, низкая проницаемость и соответственно более низкое фильтрационное сопротивление, более высокая парафинистость нефти.

Из результатов моделирования следует, что ГКО необходимо проводить при совокупности таких условий в скважинах, как:

- 1 группа (пласты АВ): текущая обводненность до 60%, глубина залегания - от 1890 м и глубже; песчанистость от 0,15 до 0,40 д. ед., низкое фильтрационное сопротивление (ниже 0,0057); расчлененность (до 10 пропластков); значительное снижение дебита нефти к моменту воздействия.

- 2 группа (пласты БВ): текущая обводненность до 40%; песчанистость до 0,50 д. ед, пористость свыше 23%; низкий дебит по жидкости.

Геолого-статистическое моделирование эффективности глинокислотного воздействия на призабойную зону скважин терригенных пластов Ново-Елховского месторождения проводили с учетом 16-ти независимых факторов: объем закачиваемой глинокислоты, вариация коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности, математическое ожидание коэффициентов пористости проницаемости и нефтенасыщенности, коэффициент песчанистости, расчлененность, дебиты по жидкости и нефти до ГКО, обводненность до ГКО, максимальный дебит-за всю эксплуатацию скважины, глубина кровли,- эффективная нефтенасыщенная "толщина, гидропроводность (табл. 2). - Таблица 2

Геолого-статистические модели эффективности ГКО Ново-Елховское месторождение (пласт Д]) 4оп= 75,9 + 49.5У- 96,7М ко,,,,, +141,1Ч, 74%, Р = 81,5%;

' ДГ = 91,154 - 4ДУ—4,0Н'к„р<т - 7,8я„та* - 6,0Ьзф

Я2= 59%, И = 60%, Дч,= 1,14 + 6,6V- 1,17\¥пор + 5,13 \У„,фТ - 1,4Расчл Я2= 60%, ? = 70%;

1,14 -Н),63У + 0,334, - 0,04Г Я2= 63%, Р = 73%;

Учитывая все вышеперечисленные факты, ГКО следует проводить при совокупности следующих условий: текущая обводненность до 60%, небольшая песчанистость - 0.15 - 0,40 д. ед., низкое фильтрационное сопротивление - ниже 0,0057, хорошие потенциальные возможности (максимальный дебит нефти, высокая начальная нефтенасыщенность), небольшая расчлененность - до 4 пропластков, небольшая вариация фильтрационно-емкостных характеристик.

Необходимо учитывать технологические факторы, такие как объем глино-кислоты. Из наблюдений данной выборки следует, что при большой расчлененности и большой вариации фильтрационно-емкостных характеристик желательно увеличить объем. Для объектов воздействия с большой расчлененностью можно предложить комплексные методы ОПЗ (очистка пор низкопроницаемых пластов; закупорка пор высокопроницаемых пластов).

В пятой главе представлено математическое моделирование эффективности ГКО на добывающих и нагнетательных скважинах Ново-Елховского и Са-мотлорского месторождений. При построении моделей учитывался минеральный состав породы-колллектора, изученный по керновому материалу. Условием для выбора скважин под глинокислотное воздействие было низкая карбо-натность породы.

С целью расчета основных параметров ГКО (глубина проникновения гли-нокислоты и прирост продуктивности скважины после обработки) была рассмотрена одномерная осесимметричная фильтрация раствора кислоты в пористой среде. Рассмотрена закачка глинокислоты в слоистый пласт с гидродинамически изолированными пропластками. Значения искомых параметров обработки находили из условия баланса масс реагирующих компонентов на фронтах химических реакций при условии равновесности процесса. В модели учтены: минеральный состав пород, образующих пласт; состав кислотного раствора; стехиометрические коэффициенты основных реакций растворения породы кислотами; параметры пласта (проницаемость, пористость, толщина пропласт-ков). Полученное значение глубины проникновения глинокислоты использовали для оценки относительной продуктивности скважины после обработки.

Расчет процесса и прогнозирования результатов ГКО на призабойную зону пласта проводился по следующим уравнениям:

VrJ[iii)p"cH

m.PÏCm +КшР1аш+Клр",(аг-а )

xh

r . ^{т,р\с,ю-Krpîa,)-V0/(xh)p?cm

rfatf-V.Wrf гг_ К КЩр°С„а.

1 "iP^KCL + *»« + '

где ri;> — глубина проникновения раствора кислот (HF и НС1 соответственно); Vo,i - объем закачки начальный и после реакции; Chcl "" уменьшение концентрации соляной кислоты в растворе за счет воды, выделившейся в результате реакции растворения минералов породы фтористоводородной кислотой.

Изменение проницаемости обработанных зон пласта вычислялось согласно закону Козени- Кармана:

k(r)/ko(r) = (m/m0)n,

проницаемость пласта после и до кислотной обработки,

показатель степени

Расчет относительной продуктивности для пропластков в слоистом пласте осуществлялся по формуле:

2яЛ, 1

Qit6P = -

А ) dr '

Мм

где ()/ДР - продуктивность пропластка, к — его проницаемость после ГКО, I - номер пропластка в слоистом пласте.

Результаты расчета эффективности ГКО на Ново-Елховском (пласт Д1) и Самотлорском месторождениях (пласты АВ)3 И БВю) приведены в таблице 3.

Основными критериями отбора скважин для обработки являлись следующие факторы: снижение расходов жидкости в процессе эксплуатации более чем в два раза, снижение дебитов в 2-3 раза, невысокая неоднородность пласта по толщине.

Таблица 3.

Результаты расчета эффективности ГКО

№ скв Объем закачки. Дебит до ГКО, Дебит после ГКО,

м3 т/сут т/сут

>Ново-Елховское месторождение, пласт Дч

4428* 8,0 16,0 27,0

3189" 11,6 100,0 140 0

3086* 10,0 20,0 24,0

6695* 16,0 40,0 47,1

1172* 18,0 50,0 59,3

3042 20 1 2,8

3064 12 4,5 5,6

3066 10 68,8 72,6

3124 9 0,9 1,0

3135 10 3 3,1

2060 20 1,3 3,3

Самотлорское месторождение, пласты АВ

26016 6,8 34,4 46,1

32696 10,4 3,6 8,4

20355 14,8 21,0 32,8

20356 42,4 28,1 67,6

3540 12,0 27,6 32,9

1 Самотлорское месторождение, пласты Б В

145 9,6 4,6 7,5

127 23 8,4 11,1

По результатам математического моделирования построены профили приемистости нагнетательных и профили отдачи добывающих скважин.

Проведенные расчеты показали, что глинокислотное воздействие на приза-бойные зоны выбранных скважин может дать хорошие результаты. Ожидаемый прирост дебитов составляет 22-69%. Для оценки достоверности был проведен сравнительный анализ регрессионных и математических моделей эффективности ГКО. В процессе проведенного анализа получен высокий процент сходимости результатов обоих методов моделирования.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Обобщение накопленного промыслового опыта применения глинокис-лотных ОПЗ скважин позволило сделать вывод о перспективности данного метода. Учет геолого-промысловых характеристик исследуемых объектов позволяет повысить успешность проведения ГКО до 85-90%.

2. Исследуемые терригенные эксплуатационные объекты приурочены к различным нефтегазоносным провинциям. В результате сравнительного анализа геологических особенностей данных объектов выявлены их схожие характери-

стики: высокая глинистость, низкая карбонатность. расчлененность продуктивных пластов.

Также выделены различия исследуемых объектов.

Самотлорскому и Суторминскому месторождениям приуроченным к Западно-Сибирской провинции, свойственно: значительная изменчивость коллектор-ских свойств, частая смена фациальных условий, линзовидное залегание коллекторов, не выдержанность продуктивных пластов по площади, затрудненная гидродинамическая связь, полиминеральность состава пород.

Ново-Елховскому месторождению, приуроченному к Волго-Уральской провинции свойственны следующие отличительные особенности: незначительная изменчивость коллекторских свойств, накопление осадков в мелководном морском бассейне, частое слияние коллекторов соседних зональных интервалов, единый гидродинамический резервуар, мономинеральность состава пород. Данные факторы оказывают существенное влияние на показатели разработки и эффективность проводимых ОПЗ.

Изучение состояния действующего фонда эксплуатационных объектов показало, что около 50% его объема приходится на малодебитные скважины, находящиеся на грани рентабельности. Темп отбора нефти неуклонно падает. В связи с создавшейся обстановкой на исследуемых объектах актуальность совершенствования методов интенсификации добычи нефти возрастает.

3. На основании выполненных лабораторных исследований определен характер изменения фильтрационно-емкостных характеристик и физико-химических свойств пород-коллекторов. Результаты исследований позволяют сделать выводы об успешности проведения ПСО на терригенных глинизированных коллекторах.

4. Получены геолого-статистические модели, характеризующие степень влияния и значимость геолого-промысловых и технологических параметров в комплексе на эффективность ГКО добывающих скважин Самотлорского и Но-во-Елховского месторождений.

5. С целью оптимизации геолого-промысловых характеристик проведено математическое моделирование технологического процесса ГКО на рекомендуемых добывающих и нагнетательных скважинах на исследуемых объектах. Построены профили приемистости и отдачи.

Для оценки достоверности был проведен сравнительный анализ геолого-статистических и математических моделей эффективности ГКО. В процессе проведенного анализа получен достаточно высокий процент сходимости результатов обоих методов моделирования эффективности ГКО.

Материалы диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Щербинина Н.В. Сравнительный анализ эффективности глинокислотного воздействия на месторождениях Западной Сибири и Татарии // Геологическая служба и горное дело Башкортостана на рубеже веков: Материалы Республиканской научно-практической конференции.-Уфа, 2000.-С. 457-458.

2. Щербинина Н.В., Чибисов А.В., Андреев В.Е. Изучение статистических характеристик геолого-технологических показателей глинокислотной обработки по результатам испытаний на Самотлорском месторождении / Сборник материалов научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ 2000 года.

3. Щербинина Н.В., Сиднее А.В., Андреев В.Е. Петрофизические условия выбора реагента для обработки призабойной зоны скважин Ново-Елховского месторождения // Геологи XXI века: Тезисы докладов региональной научной конференции студентов, аспирантов и молодых специалистов. - Саратов: Изд-во СО ЕАГО, 2001. - С. 105-106.

4. Щербинина Н.В. Критериальный анализ эффективности применения методов по воздействию на призабойную зону продуктивного пласта Д1 Ново-Елховского месторождения // Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвле-каемых запасов. Проблемы и решения: Сб. тр / НИИнефтеотдача. -2001. -Вып.Ш.-С. 62-64.

5. Щербинина Н.В., Андреев В.Е. Перспективы применения глино-кислотных обработок призабойной зоны скважин на ТПП «ЛУКойл-Лангепаснефтегаз» // Ш Конгресс нефтегазопромышленников России. Секция «Проблемы нефти и газа»: Науч. тр.-Уфа, 2001. -С. 27-28.

6. Щербинина Н.В., Блинов С А, Чупров Н.М. Сравнительная оценка изменения фильтрационных свойств высоко- и низкопроницаемых пород-коллекторов при их взаимодействии с раствором глинокислоты// Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов. Проблемы и решения: Сб. тр /НИИнефтеотдача.-2003.-ВыпЛУ.-С. 109-116.

7. Щербинина Н.В., Блинов С.А., Чупров Н.М. Исследование изменений по-рометрических характеристик пород-коллекторов при их взаимодействии с раствором глинокислоты // НТЖ Нефтепромысловое дело.-2003.-№1.-С.21-25.

8. Щербинина Н.В., Блинов С.А., Чупров Н.М. Оценка изменения фильтра-ционно-емкостных и физико-химических свойств пород-коллекторов при их взаимодействии с раствором глинокислоты // НТЖ Нефтепромысловое дело. -2003. -№2. -С.33-37.

9. Щербинина Н.В., Федоров К.М. Геолого-математическое моделирование прогноза результатов глинокислотного воздействия на призабойную зону скважин вскрывающих терригенные коллектора // Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири - 2004: Материалы ХШ научно-практической конференции молодых ученых и специалистов. - Тюмень, 2004. С. 93-95.

10. Щербинина Н.В. Сравнительный анализ состояния действующего фонда скважин Самотлорского, Суторминского и Ново-Елховского месторождений // «Ашировские чтения»: Тезисы докладов II Международной научно-практической конференции. - Самара: СГТУ. - 2004, - С. 39.

Подписано к печати 10.11.2004 г. Бумага офсетная, формат 60x84/16. Отпечатано методом ризографии. Тираж 110 экз. Уч.-изд. л. 1,6; усл.-печ. л. 1,39 Республика Башкортостан, 450075, г. Уфа, пр. Октября, 129/3. Тел. 35-77-19.

»26110

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Щербинина, Наталья Викторовна

Введение.

Глава 1. Существующие обработки призабойной зоны скважин терригенных коллекторов.

1.1. Основные методы обработки призабойной зоны скважин терригенных коллекторов.

1.2. Анализ и обобщение накопленного опыта по обработке призабойной зоны скважин методом ГКО.

1.3. Современное состояние внедрения методов обработки призабойной зоны скважин терригенных коллекторов и интенсификации добычи нефти.

1.4. Выводы.

Глава 2. Геолого-физические характеристики и текущее состояние разработки нефтяных месторождений.

2.1. Основные черты геологического строения исследуемых объектов разработки.

2.1.1. Геологические особенности строения Самотлорского нефтяного месторождения.

2.1.2. Геологические особенности строения Суторминского нефтяного месторождения.

2.1.3. Геологические особенности строения Ново-Елховского нефтяного месторождения.

2.2. Сравнительный анализ состояния разработки терригенных залежей.

2.2.1. Текущее состояние разработки Самотлорского нефтяного месторождения.

2.2.2. Текущее состояние разработки Суторминского нефтяного месторождения.

2.2.3. Текущее состояние разработки Ново-Елховского нефтяного месторождения.

2.3. Выводы.

Глава 3. Результаты лабораторных исследований глинокислотного воздействия на породы коллектора терригенных пластов

Западной Сибири и Татарии.

3.1. Оценка изменений порометрических характеристик пород-коллекторов Суторминского месторождения при их взаимодействии с раствором глинокислоты.

3.2. Оценка изменения фильтрационно-емкостных и физико-химических свойств пород-коллекторов Суторминского месторождения при их взаимодействии с раствором глинокислоты.

3.3. Оценка изменений порометрических характеристик пород-коллекторов Ново-Елховского месторождения при их взаимодействии с раствором глинокислоты.

3.4. Выводы.

Глава 4. Геолого-статистическое моделирование эффективности глинокислотных обработок призабойной зоны скважин.

4.1. Геолого-статистическое моделирование эффективности глинокислотного воздействия на призабойную зону скважин терригенных пластов Самотлорского месторождения.

4.2. Геолого-статистическое моделирование эффективности глинокислотного воздействия на призабойную зону скважин терригенных пластов Ново-Елховского месторождения.

4.3. Выводы.

Глава 5. Геолого-математическое моделирование эффективности глинокислотного воздействия на призабойную зону скважин терригенных пластов.

5.1. Прогнозный расчет эффективности проведения глинокислотных обработок на Ново-Елховском месторождении, пласт Д].

5.2. Прогнозный расчет эффективности проведения глинокислотных обработок на Самотлорском месторождении месторождении, пласт ABj3.

5.3. Прогнозный расчет эффективности проведения глинокислотных обработок на Самотлорском месторождении, пласт БВ10.

5.4. Геолого-статистическое обоснование выбора скважин под обработку их призабойных зон глинокислотой.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геолого-технологическое обоснование и прогнозирование применения глинокислотных обработок призабойной зоны пласта"

Актуальность проблемы. В последние годы возрастает доля трудноизвлекаемых запасов нефти (ТРИЗ) в общем балансе России. Значительные объемы ТРИЗ сосредоточены в низкопроницаемых глинизированных терригенных коллекторах сложного геологического строения. В процессе разработки происходит ухудшение фильтрационных характеристик продуктивных пластов в призабойной зоне пласта (ПЗП). Призабойную зону пласта выделяют как особую часть пласта, так как, во-первых, ее свойства могут отличаться от свойств остальной части и, во-вторых, именно в этой части происходит потеря основной доли энергии, затрачиваемой на движение нефти в пласте.

Основными причинами ухудшения фильтрационных характеристик являются: разбухание глинистого цемента пород-коллекторов, привнесение мельчайших частиц в ПЗП в процессе работы скважины, в результате чего происходит уплотнение пород в ПЗП. На изменение фильтрационных характеристик ПЗП также влияет выпадение солей и всевозможных продуктов реакции, после закачки химических реагентов, увеличение водонасыщенности пород ПЗП и снижение фазовой проницаемости для нефти при смене пластовой минерализованной воды на пресную воду. Радиус ПЗП меняется от нескольких десятков сантиметров до нескольких метров.

Одной из основных задач нефтедобычи является сохранение ПЗП в удовлетворительном состоянии. Поэтому всегда существует необходимость восстановления и улучшения фильтрационных характеристик ПЗП за счет увеличения ее проницаемости и снижения темпов обводнения добывающих скважин.

Виды воздействия на ПЗП в зависимости от применяемой технологии разделяются на физико-химические, химические, тепловые, микробиологические, механические, комбинированные методы.

В настоящее время время на месторождениях России основная доля приходится на физико-химические методы воздействия на призабойную зону.

Цель работы. Создание научно-методической основы оптимизации технологических параметров применения глинокислотных обработок призабойной зоны терригенных коллекторов в различных горногеологических условиях.

Основные задачи исследований:

1. Обобщение накопленного промыслового опыта применения глинокислотных обработок (ГКО) призабойной зоны скважин.

2. Сравнительный анализ геологических особенностей продуктивных пластов и специфических условий разработки исследуемых объектов.

3. Геолого-статистический анализ эффективности ГКО добывающих скважин и выявление факторов, влияющих на результативность обработок.

4. Проведение лабораторного исследования влияния ГКО на изменение фильтрационно-емкостных характеристик и физико-химических свойств пород-коллекторов.

5. Математическое моделирование технологического процесса глинокислотных обработок ПЗП Самотлорского (пласты АВ] и БВю) и Ново-Елховского (пласт Д]) месторождений с целью оптимизации геолого-промысловых характеристик.

Научная новизна работы:

1. На основании выполненных лабораторных исследований определен характер изменения фильтрационно-емкостных характеристик и физико-химических свойств пород-коллекторов Суторминского и Ново-Елховского месторождений при глинокислотном воздействии.

2. Получены геолого-статистические модели эффективности глинокислотного воздействия на призабойную зону скважин Самотлорского и Ново-Елховского месторождений. В результате сравнительного анализа геолого-статистических моделей эффективности ГКО установлены геолого-технологические условия применения глинокислотного воздействия на месторождениях Волго-Уральской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций.

3. Построена геолого-математическая модель эффективности применения ГКО призабойных зон терригенных пластов Самотлорского и Ново-Елховского месторождений.

4. Проведен сравнительный анализ результатов геолого-статистического и геолого-математического моделирования эффективности ГКО на эксплуатационных объектах Самотлорского и Ново-Елховского месторождений.

Защищаемые положения:

1. Результаты лабораторных исследований влияния ГКО на фильтрационные характеристики терригенных пород-коллекторов изучаемых месторождений.

2. Геолого-промысловые условия эффективного применения ГКО для улучшения фильтрационно-емкостных характеристик ПЗП с целью повышения добычи нефти.

3. Методика оптимизации параметров глинокислотного воздействия на призабойную зону пласта.

Практическая ценность работы и реализация работы в промышленности:

1. Результаты диссертационной работы использованы при выборе скважин под ГКО на Ново-Елховском месторождении, пашийского горизонта Дь

2. Результаты проведенных исследований позволяют значительно повысить степень достоверности и надежности геолого-технологического обоснования объектов под применение глинокислотного воздействия на призабойную зону пласта для увеличения продуктивности и приемистости, добывающих и нагнетательных скважин; существенно поднять уровень технико-экономической эффективности ГКО; в конечном итоге интенсифицировать текущую добычу нефти и значительно улучшить состояние фонда скважин.

3. Предложена методика прогнозирования и оптимизации технологических параметров ГКО, а также выбора объектов воздействия.

4. Результаты диссертационной работы использованы в научно-промышленных работах НИИнефтеотдачи АН РБ, проводимых по договорам с АО «Татнефть» и ОАО «Акмай».

Публикация результатов работы. По материалам диссертации опубликовано 10 работ, включая 3 тезиса докладов и 7 статей.

Структура диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Список литературы включает 73 наименования. Текст на 149 страницах, содержит 66 рисунков и 21 таблицу.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Щербинина, Наталья Викторовна

4.3. Выводы

В результате выполненного многоуровнего факторного анализа (метод главных компонент и множественный регрессионный анализ) получены геолого-статистические модели, характеризующие степень влияния и значимость геолого-физических и технологических факторов на эффективность ГКО в геолого-промысловых условиях Самотлорского и Ново-Елховского месторождений.

Выявлены различия в условиях эффективного применения ГКО.

Установлено, что наибольшее влияние на эффективность данного метода интенсификации добычи нефти оказывают: объем закачиваемого реагента, толщина пласта, обводненность и фильтрационно-емкостные характеристики.

Для объектов воздействия с большой расчлененностью рекомендуется применять комплексные методы ОПЗ: закупорка пор высокопроницаемых пластов (пена, гель) и очистка пор низкопроницаемых пластов глинокислотой.

ГЛАВА 5. ГЕОЛОГО-МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЛИНОКИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИН ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

В предыдущей главе была дана количественная оценка эффективности глинокислотных обработок. Для большей убедительности была проведена качественная оценка ГКО.

Применение ГКО с целью увеличения приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин следует рассматривать как метод, направленный на декольматацию призабойной зоны скважин, т.е. очистку порового пространства от техногенных продуктов, занесенных в призабойную зону в процессе вскрытия или эксплуатации скважин.

Таким образом, успешность проведения ГКО во многом зависит от состава цемента, скрепляющего зерна пород коллекторов и состава «засоряющих» веществ.

5.1. Прогнозный расчет эффективности проведения глинокислотных обработок на Ново-Елховском месторождении, пласт Дj Для построения математической модели распространения глинокислотного раствора в пористой среде необходимо учитывать, прежде всего, минеральный состав пород. Большое значение имеет наличие минералов и соединение элементов, которые в процессе реакции с глинокислотой могут образовать нерастворимый осадок. В обрабатываемой глинокислотой песчаной породе должно быть очень низкое содержание карбонатов, железистых соединений. В то время как большое содержание глин не является препятствием для успешности ГКО. Поэтому был изучен минералогический состав керна представленного из пласта Дь из интервала 1770,0-1820,0 м.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выполненная работа позволяет сделать следующие основные заключения, выводы и рекомендации:

1. Обобщение накопленного промыслового опыта применения глинокислотных ОПЗ скважин позволило сделать вывод о перспективности данного метода. Учет литолого-петрофизических и геолого-промысловых характеристик исследуемых объектов разработки позволяет повысить успешность проведения ГКО до 85 - 90 %.

2. Исследуемые терригенные эксплуатационные объекты приурочены к различным нефтегазоносным провинциям. В результате сравнительного анализа геологических особенностей нефтяных месторождений ЗападноСибирской и Волго-Уральской провинций выявлены их схожие характеристики: повышенная глинистость (до 14 %), низкая карбонатность (менее 1 %), расчлененность продуктивных пластов.

Также выделены различия исследуемых объектов.

Самотлорскому и Суторминскому месторождениям приуроченным к Западно-Сибирской провинции, свойственно: значительная изменчивость коллекторских свойств, частая смена фациальных условий, линзовидное залегание коллекторов, не выдержанность продуктивных пластов по площади, затрудненная гидродинамическая связь, полиминеральность состава пород.

Ново-Елховскому месторождению, приуроченному к Волго-Уральской провинции свойственны следующие отличительные особенности: незначительная изменчивость коллекторских свойств, накопление осадков в мелководном морском бассейне, часто встречается слияние коллекторов соседних зональных интервалов, т.е наличие внутриформационных размывов, наличие единого гидродинамического резервуара, состав пород ограничен содержанием кварцевого песка и глинистого цемента.

Перечисленные факторы оказывают существенное влияние на показатели разработки и эффективность проводимых ОПЗ.

3. Изучение состояния действующего фонда эксплуатационных объектов показало, что около 50 % его приходится на малодебитные скважины, находящиеся на грани рентабельности. Темп отбора нефти неуклонно падает. В связи с создавшейся обстановкой на исследуемых месторождениях актуальность совершенствования методов интенсификации добычи нефти резко возрастает.

4. Проведены лабораторные исследования влияния ГКО на изменение фильтрационно-емкостных характеристик и физико-химических свойств пород-коллекторов. Результаты исследований позволяют сделать выводы об успешности проведения ГКО в целом на терригенных коллекторах, и в большей степени успешных на низкопроницаемых глинизированных коллекторах.

5. Для выявления факторов влияния на эффективность ГКО получены регрессионные модели, характеризующие степень влияния и значимость геолого-промысловых и технологических параметров добывающих скважин Самотлорского и Ново-Елховского месторождений.

6. С целью оптимизации геолого-промысловых характеристик проведено математическое моделирование технологического процесса ГКО на рекомендуемых добывающих и нагнетательных скважинах Самотлорского и Ново-Елховского месторождений. Построены профили приемистости нагнетательных скважин данных месторождений.

7. Для оценки достоверности был проведен сравнительный анализ регрессионных и математических моделей эффективности ГКО. В процессе проведенного анализа получен достаточно высокий процент сходимости результатов обоих методов моделирования эффективности ГКО.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Щербинина, Наталья Викторовна, Уфа

1. Анализ эффективности и разработка рекомендаций по оптимизации применяемых методов ОПЗ нефтедобывающих скважинах ТПП «Когалымнефтегаз»: Отчет о НИР/ КФ ОАО «ПермНИПИнефть». Рук. Сергиенко В.Н., Фахретдинов Р.Н., Земцов Ю.В. Когалым, 1999.

2. Ахундов М.С. и др. О выборе решений при проведении обработок призабойных зон скважин//Азербайджанское Нефтяное Хозяйство.-1990.-№10.-С. 30-33.

3. Авт. св. СССР № 1459308. Кл. Е 21 В 43/27. Опубликовано 10.04.89.

4. Авт. св. СССР № 1166543. Кл. Е 21 В 43/27. Опубликовано 21.10.84.

5. Авт. св. СССР № 1505959. Кл. Е 21 В 43/27. Опубликовано 07.09.89.

6. Авт. св. США № 898047. Кл. Е 21 В 43/22, 1982.

7. Авт.св. СССР № 1652520. Кл. Е 21 В 43/27, 1991.

8. Авт. свид. СССР № 1513131 Кл. Е 21 В 43/27,Опубликовано 07.10.89.

9. Авт. св. СССР № 1571224. Кл. Е 21 В 43/27. Опубликовано 15.06.90.

10. Авт. св. СССР № 1758218. Кл. Е 21 В 43/27. Опубликовано 30.08.92.

11. I.Abt. св. СССР № 1682543. Кл. Е 21 В 43/27. Опубликовано 07.10.91.

12. Бабаян Э.В., Шурыгин М.Н., Яковенко В.И. Повышение эффективности выбора рабочего агента для обработки призабойной зоны пласта//Нефтяное хозяйство. 1999. №3. - С. 30-32.

13. Багаутдинов А.К., Барков СЛ., Белевич Г.К. и др. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторожденй России. Издание в 2 т. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - Т.2. - 352 с.

14. Блох А.С., Кондратюк А.Т., Мухаметзянов Р.Н., Гавура В.Е., Павлов М.В., Белоногов В.В. Проблемы разработки крупных месторождений Ноябрьского региона на поздней стадии//Нефтяное хозяйство. 1997. №12. -С. 36-40.

15. Бриллиант Л.С., Шарифуллин Ф.А., Баракин В.А., Александров В.М. Построение литологической модели горизонта ABi1"2 Самотлорского месторождения/УНефтяное хозяйство. 2000. №9. - С. 11-16.

16. Вальд А. Последовательный анализ. М.: Физматгиз, 1960.

17. Галлямов М.Н., Рахимкулов Р.Ш., Бикбулатов А.У. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений. М.: Недра, 1978. — 207 с.

18. Генералов И.В., Нюняйкин В.Н., Зейгман Ю.В., Рогачев М.К. Особенности эксплуатации скважин с ЭЦН на поздней стадии разработки Самотлорского месторождения/ТНефтяное хозяйство. 2001. №10. С. 27-30.

19. ГОСТ 26450.1-85. Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидконасыщением.

20. Гиматудинов Ш.К. Нефтеотдача коллекторов. М.: Недра, 1970. - 120 с. 21 .Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И., Коротаев Ю.П. Разработка иэксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: Недра, 1988.- 155 с.

21. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного пласта. М., Гостоптехиздат, 1963. -274 с.

22. Гудок Н.С. Изучение Физических свойств пористых сред. М.: Недра, 1970.-205 с.

23. Есипенко А.И., Калашнев В.В., Петров Н.А. Комплексный подход к решению проблем кислотных обработок на месторождениях Западной Сибири//Нефтепромысловое дело.-1995.-№7.-С. 28-32.

24. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти. М.: Недра, 1986.

25. Клещенко И.И. Комплексное воздействие на прискважинную зону низкопроницаемых коллекторов/Нефтепромысловое дело.-1997.- №10.-С. 18-19.

26. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Сурков B.C., Трофимук А.А., Эрвье Ю.Г. Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: Недра, 1975.-680 с.

27. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра, 1977. -С. 85-91.

28. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М.: Недра, 1985.

29. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти. М.: Недра, 1977.

30. Назыров P.P., Саунин А.В. и др. Предотвращение образования вторичных осадков при кислотных обработках скважин//Обзорная информация «Газовая промышленность», серия: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Выпуск 11, М., 1989.

31. Новиков Д.А. Перспективы нефтегазоносности доюрского комплекса пород Талинской площади//Геология нефти и газа. 2000. №2. - С. 6-18.

32. Отбор образцов из стенок скважин/А.А. Молчанов, М.Р. Мавлютов, Г.Н. Фелиди и др. М.: Недра, 1984. - С. 103-110.

33. Пат. РФ № 2131024. Кл. Е 21 В 43/27, 43/22. Опубликовано 27.05.99.

34. Пат. РФ № 2023143. Кл. Е 21 В 43/22, 43/27. Опубликовано 15.11.94.

35. Пат. РФ № 2139425. Кл. Е 21 В 43/27. Опубликовано 10.10.99.

36. Пат. США № 3738425. Кл. Е 21 В 33/13. Опубликовано 12.06.73.

37. Пат. США № 4696752. Кл. Е 21 В 43/27. Опубликовано 29.09.89.

38. Пат. США № 4919827. Кл. Е 21 В 43/27. Опубликовано 24.04.90.

39. Пат. РФ № 2103496. Кл. Е 21 В 43/27. Опубликовано 27.01.98.

40. Пат. США № 4151878. Кл. Е 21 В 43/27, 1979.

41. Пат. РФ № 2119048. Кл. Е 21 В 43/27. Опубликовано 20.09.98.

42. Пат. РФ № 2065951. Кл. Е 21 В 43/27, 1996 .

43. Пат. РФ № 2124123. Кл. Е 21 В 43\27. Опубликовано 27.12.98.

44. Праведников Н.К., Маслянцев Ю.В. и др.Направления развития технологий повышения нефтеотдачи и интенсификации работы скважин в ОАО «ЛУКОЙЛ»/Интервал.-2001.-№8.-С. 39-43.

45. Питкевич B.C., Петухов В.А. Оценка эффективности методов обработки призабойной зоны добывающих скважин//Тр. ин-та//СибНИИНП. 1985. Вып. 3. С.79-83.

46. Разработка эффективных методов освоения, борьбы с отложениями и оптимизации работы скважин Когалымской группы месторождений: Отчет о НИР/ Уфимский нефт. Ин-т ХИО МинВУЗ РСФСР, 1988.

47. Рахмангулов К.Х., Сергиенко В.Н., Земцов Ю.В., Мухамадуллин И.М., Колесников А.И. Геолого-промысловые факторы, определяющие эффективность кислотных обработок скважин Ватьеганского месторождения//Нефтяное хозяйство. 2000. №7. - С. 44-46.

48. Регламент по кислотным обработкам скважин/УРС ТПП «Лангепаснефтегаз».-Лангепас, 1999.

49. Рогачев М.К. Новые Химические реагенты и составы технологических жидкостей для добычи нефти. Уфа: Гилем.-1999. -75 с.

50. Рудкевич М.Я., Озеранская Л.С., Чистякова Н.Ф. и др. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна. М.: Недра, 1988. - 303 е., ил.

51. Сафин С.Г., Хлебников В.Н., Сафин С.С. Исследование взаимодействия глинокислотных и спиртокислотных растворов с породой пласта БС2ю Суторминского месторождения.// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1994. №1. - С. 43-45

52. Сафин С.Г., Шилов А.В. Состояние и пути улучшения условий разработки нефтегазовых месторождений Ноябрьского региона//Нефтяное хозяйство. 2001. №2. - С. 39-43

53. Сафин С.Г., Мухаметзянов Р.Н. Исследования по интенсификации эксплуатации системы пласт-скважина в АО "Ноябрьскнефтегаз". М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 96 с.

54. Сидоровский В. А. Методы воздействия на призабойную зону пласта//Нефтяная промышленность СССР. 1989. - №9, (2). - С. 15-17

55. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М.: Недра, 1978. 256 с.

56. Соколов B.C. Состояние системы разработки Самотлорского месторождения//Нефтяное хозяйство. 2001. - №11. - С.64-65.

57. Токарев М. А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. М.: Недра, 1990. 267 с.

58. Токарев М.А., Ахмерова Э.Р., Газизов А.А. и др. Анализ эффективности применения методов повышения нефтеотдачи на крупных объектах разработки. Уфа.: Изд-во УГНТУ, 2001. - 115 с.

59. Фукунага К. Введение в статистическую теорию распознавания образов. -М.: Наука, 1979.-368 с.

60. Ханин В.А. Терригенные породы-коллекторы нефти и газа на больших глубинах. М.: Недра, 1979. - 140 с.

61. Хоминец З.Д. Геолого-техническое обеспечение технологических операций при испытании, ремонте и освоении нефтяных скважин//Нефтяное хозяйство. 2001. №11. - С. 46-50

62. Годовой отчет о деятельности ТПДН «Суторминскнефть» за 2000 год.

63. Годовые отчеты о деятельности ТПДН «Суторминскнефть» за 2001 -2003 годы.

64. Harri О.Мс Leod Jr. Matrix acidizing. J. of Petrol. Tehnol., 1984, XII, vol. 36, №13, pp. 2055-2069. Перевод статьи в Экспресс-информации серии «Бурение». 1985 г. - №19.-С. 8-11.

65. McLeod НО: "Matrix Acidizing", Journal of Petroleum Technology 36 (December 1984), pp. 2055-2069.

66. Chavanne С and Perthuis H: "A Fluid Selection Expert System for Matrix Treatmens", presented at the Conference on Artificial Intelligence in

67. Petroleum Exploration and Production, Houston, Texas, USA, July 22-24, 1992.