Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Обоснование технологий физико-химического воздействия на низкопроницаемые полимиктовые коллектора

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Обоснование технологий физико-химического воздействия на низкопроницаемые полимиктовые коллектора"

На правах рукописи ГЛАДКОВ Павел Дмитриевич

ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НИЗКОПРОНИЦАЕМЫЕ ПОЛИМИКТОВЫЕ

КОЛЛЕКТОРА ^ ^ (на примере южной лицензионной территории Приобского нефтяного месторождения)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

7 МАЙ ¿012

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2012

005044052

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования Национальном минерально-сырьевом университете «Горный».

Научный руководитель -

доктор технических наук, профессор

доктор технических наук, профессор, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», профессор кафедры бурения скважин

кандидат технических наук, доцент, Уфимский государственный нефтяной технический университет, доцент кафедры разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений

Ведущая организация - государственное автономное научное учреждение «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов», г.Уфа.

Защита состоится 7 июня 2012 г. в 14 ч на заседании диссертационного совета Д 212.224.10 при Национальном минерально-сырьевом университете «Горный» по адресу: 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2, ауд.1166.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Национального минерально-сырьевого университета «Горный».

Автореферат разослан 5 мая 2012 г.

Рогачев Михаил Константинович

Официальные оппоненты:

Николаев Николай Иванович

Гумеров Олег Артурович

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ диссертационного совета д-р техн. наук, доцент

НИКОЛАЕВ А.К.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследований

Ухудшение общей структуры запасов углеводородов в нашей стране обусловлено истощением запасов месторождений маловязкой нефти, заключенной в коллекторах относительно простого строения. Данное обстоятельство вынуждает переходить к разработке и эксплуатации сложнопостроенных месторождений с низкопроницаемыми полимиктовыми коллекторами (например, Приобского). Доля трудноизвлекаемых запасов, содержащихся в коллекторах низкой проницаемости, в общей структуре сырьевой базы России превышает 40%. При этом значительная часть таких месторождений находится на территории Западной Сибири, для которой характерны традиционные методы разработки месторождений и технологий вскрытия и глушения скважин, реализуемые зачастую без учета сведений о минералогическом составе продуктивных отложений.

В связи с этим важнейшей научной и практической задачей становится разработка технологий вторичного вскрытия низкопроницаемых пластов, глушения и интенсификации скважин, направленных на повышение эффективности работы системы «пласт-скважина» и увеличение коэффициентов извлечения нефти на таких месторождениях.

Вопросами разработки методов и технологий физико-химического воздействия на нефтяной коллектор занимались отечественные и зарубежные ученые Амиян В.А., Андреев В.Е., Антипин Ю.В., Ахметов A.A., Бабалян Г.А., Басарыгин Ю.М., Блажевич В.А., ВалеевМ.Д., Девликамов В.В., ДияшевР.Н., Газизов А.Ш., Газизов A.A., Гайворонский И.Н., Желтов Ю.В., Зейгман Ю.В., Кудинов В.И., Ленченкова Л.Е., Мусабиров М.Х., Муслимов Р.Х., Овнатанов Г.Т., Позднышев Г.Н., Ребиндер П.А., Рогачев М.К., Рябоконь С.А., Саркисов Н.М., Сидоровский В.А., Телин А.Г., Уметбаев В.Г., Фахретдинов Р.Н., ХавкинА.Я., Хисамутдинов Н.И., Ali S., BoneyK., Economides М., FoglerH.S., Kline W.E., McLeod G., Smith С. и др.

Актуальность темы диссертационной работы подтверждается ее включением в план НИР по государственному контракту от «20» сентября 20 Юг № 14.740.11.0430, осуществляемого в рамках федеральной целевой программы «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2010-2012гг. по

теме «Обоснование и разработка высокоэффективных экологически безопасных технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти».

Целью диссертационной работы является повышение эффективности извлечения нефти на месторождениях с низкопроницаемыми полимиктовыми коллекторами.

Идея работы. Повышение эффективности извлечения нефти из низкопроницаемых полимиктовых коллекторов может быть обеспечено за счет внедрения технологий физико-химического воздействия на продуктивные пласты, основанных на использовании воды низкой минерализации в качестве закачиваемой жидкости в системе поддержания пластового давления, а также разработанных гидрофобизирующих составов при вторичном вскрытии пластов и глушении скважин перед подземным ремонтом.

Задачи исследований

1. Выполнить анализ современной литературы и сделать выбор оптимальных физико-химических методов воздействия на полимиктовые коллектора Западной Сибири.

2. Выявить механизм взаимодействия водочувствительных минералов пород продуктивного пласта и вод различного химического состава, а также изучить влияние минерализации воды на фильтрационные характеристики пород (коэффициенты проницаемости и вытеснения нефти водой).

3. Разработать гидрофобизирукмций состав для перфорации и глушения скважин, обеспечивающий регулирование фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта.

4. Исследовать коррозионные и поверхностные свойства разработанного химического состава.

5. Исследовать влияние разработанного химического состава на прочностные свойства пород коллекторов нефти.

6. Выполнить экспериментальные исследования для оценки эффективности применяющихся на месторождениях Западной Сибири традиционных составов и технологий кислотного воздействия на породу коллектора и предложить технологии воздействия для условий низкопроницаемых полимиктовых коллекторов Приобского нефтяного месторождения

Методы решения поставленных задач

Работа выполнена в соответствии со стандартными методами теоретических, а также стандартными и разработанными

методиками проведения экспериментальных исследований (реологические, фильтрационные, исследование коррозии, скорости растворения породы, поверхностных и прочностных свойств, определение среднего диаметра взвешенных частиц и др.). Обработка экспериментальных данных проводилась с помощью методов математической статистики.

Научная новизна работы:

1. Установлена зависимость изменения фильтрационных характеристик образцов полимиктового коллектора (коэффициентов проницаемости и вытеснения нефти водой) от минерализации и химического состава воды.

2. Выявлена способность водного раствора гидрофобизатора НГ-1 (продукта реакции триэтаноламина с жирными кислотами таллового масла) при контакте с полимиктовой породой-коллектором сохранять коэффициент проницаемости и понижать механическую прочность породы.

Защищаемые научные положения:

1. Периодическая замена закачиваемой минерализованной воды на низкоминерализованную воду в системе поддержания пластового давления (ППД) обеспечит сохранение требуемых темпов закачки жидкости в пласт и позволит увеличить охват пласта воздействием за счет перераспределения фильтрационных потоков и выравнивания фронта вытеснения, что позволит увеличить коэффициент извлечения нефти из низкопроницаемых полимиктовых коллекторов.

2. Применение разработанного состава технологической жидкости, представляющего собой водный раствор различных концентраций гидрофобизатора НГ-1 - продукта реакции триэтаноламина с жирными кислотами таллового масла, при вторичном вскрытии продуктивного пласта и глушении скважин перед подземным ремонтом позволяет сохранить фильтрационные характеристики пород призабойной зоны пласта, а также снизить механическую прочность этих пород, подготовив таким образом пласт для дальнейших геолого-технических мероприятий по интенсификации притока нефти.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждена теоретическими и

экспериментальными исследованиями с использованием современного высокотехнологичного оборудования (производства

компаний Coretest Systems, Messgerate Medingen, Kruss, Zeiss, Vinci Technologies), высокой сходимостью расчетных величин с фактическими данными, воспроизводимостью полученных результатов.

Практическое значение работы:

1. Предложена технология поочередной закачки ^ в низкопроницаемый полимикговый пласт низкоминерализованной и минерализованной воды, позволяющая увеличить коэффициент извлечения нефти на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами.

2. Разработаны гидрофобизирующий состав, представляющий собой водный раствор гидрофобизатора НГ-1, и технология его применения при вторичном вскрытии низкопроницаемых полимиктовых коллекторов и глушении скважин перед подземным ремонтом.

3. Рекомендовано применение разработанного гидрофобизирующего состава для снижения прочности низкопроницаемых полимиктовых пород призабойной зоны пласта при проведении операций по интенсификации притока нефти, в частности при проведении гидравлического разрыва пласта.

4. Выявлены оптимальные технологии по химическому воздействию на низкопроницаемые полимиктовые коллектора Приобского нефтяного месторождения (южная лицензионная территория - ЮЛТ), а также предложены рекомендации по их применению.

5. Результаты исследований могут быть использованы в учебном процессе для специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» при изучении дисциплин «Разработка нефтяных и газовых месторождений», «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин», «Технология и техника повышения нефтеотдачи пластов».

Апробация работы

Основные положения, результаты экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на VI Международной научно-практической конференции «Нефтегазовые технологии» (г. Самара, СамГТУ, 2009); L Научной студенческой сессии горняков (Горно-металлургическая академия, г. Краков, Польша, 2009); конкурсе студенческих и аспирантских работ Российско-Каспийского региона, проводимом в рамках Российской

нефтегазовой технической конференции и выставки БРЕ 2010 (ВВЦ, г.Москва, 2010); Международной конференции «Петрофизика: современное состояние, проблемы, перспективы» (г. Москва, РГУНГ им. И.М.Губкина, 2010); XV Международном симпозиуме студентов и молодых ученых имени академика М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр» (г.Томск, ТПУ, 2011); Межвузовской научно-практической конференции «Оценка месторождений полезных ископаемых с падающим объемом добычи в условиях исчерпания запасов» (г. Санкт-Петербург, СПГГИ (ТУ), 2011); II Международной конференции молодых ученых и специалистов «Ресурсно-геологические и методические аспекты освоения нефтегазоносных бассейнов» (г. Санкт-Петербург, ВНИГРИ, 2011)

Публикации

По теме диссертации опубликовано 11 научных работ, в том числе 4 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки Российской Федерации.

Структура и объем диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, 5-ти глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка, включающего 111 наименований. Материал диссертации изложен на 155 страницах машинописного текста, включает 20 таблиц, 51 рисунок и 1 приложение.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводится общая характеристика работы, обосновывается ее актуальность, определяются цель, идея, задачи, излагаются защищаемые положения, научная новизна и практическая значимость.

В первой главе выполнен анализ применяемых на месторождениях Западной Сибири технологий физико-химического воздействия на пласт, а также выявлены особенности их применения на залежах с низкопроницаемыми полимиктовыми коллекторами.

Одним из перспективных и сложных объектов разработки Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции является Приобское нефтяное месторождение (южная лицензионная территория). Данное месторождение уникально по геологическим запасам, однако его разработка осложняется резкой литолого-фациальной изменчивостью продуктивных отложений, полиминеральным составом пород, аномально низкой

проницаемостью и высокой расчлененностью пластов, которая варьируется в диапазоне от 6,5 до 7,5.

Эффективность извлечения нефти из полимиктовых низкопроницаемых отложений в значительной степени зависит от системы их разработки. Чаще всего, на таких залежах применяется площадная модификация внугриконтурного заводнения. Применение данной системы обусловлено положительными результатами, полученными с ее помощью при разработке более простых с геологической точки зрения объектах. Однако для эффективного внедрения этих систем при разработке низкопроницаемых полимиктовых коллекторов необходим научно обоснованный подход, в частности, к выбору нефтевытесняющего агента.

На нефтяных месторождениях при реализации системы заводнения используются воды различной минерализации. Широкое распространение в Западной Сибири получило использование минерализованной воды апт-альб-сеноманского водоносного комплекса, в то время как пресная вода практически не применяется. В отношении технологической эффективности применения пресных вод в системах ППД у ученых не сложилось единого мнения. В частности, в работе Г.А. Бабаляна указывается на то, что наряду с ухудшением коллекторских свойств набухание глинистой составляющей при контакте с пресной водой может способствовать повышению коэффициента вытеснения нефти. В связи с этим теоретические и экспериментальные исследования взаимодействия закачиваемых вод и породы коллектора, а также применение основанной на этих исследованиях технологии заводнения является важным условием эффективной эксплуатации глиносодержащих низкопроницаемых пластов ЮЛТ Приобского месторождения.

Особенную значимость при разработке рассматриваемых коллекторов приобретает сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород призабойной зоны пласта (ПЗП) при вторичном вскрытии и глушении нефтяных скважин перед проведением текущих ремонтов. Это связано с тем, что физико-химическое взаимодействие между применяемыми традиционными технологическими жидкостями и минералами, слагающими продуктивные отложения, может привести к значительному ухудшению фильтрационных свойств ПЗП и снижению потенциала

скважины.

Проведенный анализ показал, что вопросу выбора технологических жидкостей при проведении операций глушения и перфорации скважин, вскрывших низкопродуктивные пласты, уделяется недостаточное внимание. Несмотря на высокое содержание глин в породах коллекторов большинства залежей Западной Сибири, на практике в качестве жидкостей глушения и перфорации применяются традиционные составы на водной основе, плотность которых регулируется добавлением различных солей -хлоридов натрия, калия, кальция и др. Однако данные составы не всегда удовлетворяют требованиям, предъявляемым к такого рода технологическим жидкостям.

Перспективным считается использование водных растворов гидрофобизирующих реагентов, которые совмещают достоинства жидкостей глушения и перфорации на водной основе и в то же время имеют низкую коррозионную активность по отношению к скважинному оборудованию и обеспечивают сохранение нефтепроницаемости пород призабойной зоны пласта.

Вопросы, связанные с очисткой призабойной зоны пласта от различных загрязнений, повышением продуктивности и приемистости скважин, выравниванием профиля продвижения фронта нагнетаемой в пласт воды для поддержания пластового давления и, в конечном счете, повышением нефтеотдачи пласта, могут быть решены путем проведения кислотных обработок продуктивных отложений. Проведенный анализ успешности обработок терригенных полимиктовых коллекторов свидетельствует о низкой эффективности применения традиционных кислотных составов, в связи с чем важной с практической точки зрения становится задача выбора технологии кислотного воздействия на пласты, залегающие в конкретных геолого-физических условиях.

Во второй главе приводится краткое описание оборудования, стандартных и разработанных методик, а также результатов экспериментальных исследований взаимодействия

глиносодержащих пород ЮЛТ Приобского нефтяного месторождения и воды различного химического состава.

При проведении экспериментальных исследований использовались следующие приборы и оборудование: автоматический порозиметр-пермеаметр АР-608 (Coretest Systems) -для определения фильтрационно-емкостных свойств керна по газу;

фильтрационные установки FDES-645 и RPS-812 (Coretest Systems) - для моделирования процесса фильтрации в термобарических условиях, максимально приближенных к пластовым; микроскоп Axiolab (Zeiss) - для получения микрофотографий шлифов кернов; установка капиллярного электрофореза «Капель- 104Т» - для определения ионного состава промысловой воды; лазерный анализатор частиц «Ласка-1 К» - для определения среднего диаметра частиц глины в различных средах.

Первоочередной задачей исследований стало определение свойств пластовой воды и породы коллектора. В результате микроскопических исследований установлен минеральный состав образцов пород продуктивных отложений - полимиктовый, с преобладающим содержанием кварца (50%) и полевого шпата (25%), окруженных контактовым глинистым цементом (11%). Тип глинистого цемента - каолинитовый, определен на основании результатов рентгенофлуоресцентного анализа. На установке капиллярного электрофореза проведены эксперименты по определению ионного состава попутно-добываемой воды (результаты показаны в таблице 1).

Таблица 1 - Ионный состав попутно-добываемой воды на

Содержание ионов, мг/л Общая минер., г/л

СГ НС03- С032" К+ Na+ Li"+ Mg2+ Si* Ba2+ CaI+

10918 628,4 6 50 6695 0,28 88,2 35 28 249 18,9

Исследования влияния минерализации жидкости, окружающей каолинитовую частицу, на изменение ее геометрических размеров показали, что смена пластовой воды на пресную приводит к росту среднего диаметра глинистых частиц до 80%. Согласно В.А.Сидоровскому в пластовых условиях набухание каолинитовых глин будет происходить не так значительно и составит до 20%. Однако даже такое изменение размера частиц глины достаточно для ухудшения фильтрации пресной воды через полимиктовые керны с контактовым цементом. Подтверждением тому являются результаты фильтрационных экспериментов, проведенных на естественных кернах продуктивных отложений Приобского месторождения (пласт АС-10) с моделированием пластовых термобарических условий. Исследования проводились в лаборатории повышения нефтеотдачи пластов Горного Университета. На рисунках 1 и 2 показаны

графические зависимости водопроницаемости и градиента давления закачки воды различной минерализации от количества прокаченных поровых объемов.

Рисунок 1 - Зависимости градиента давления и проницаемости керна при последовательной закачке (при расходе 0,5см3/мин) воды различной минерализации

(М) от количества прокаченных поровых объемов: 1 - модель пластовой воды М=18,9г/л; 2 -М=15,4г/л; 3 - М=11г/л; 4 - М=9,5г/л; 5 - М=5,7г/л; 6 - пресная вода

М=0,25г/л _ ...... _............

Количество прокаченных поровых объемов

Рисунок 2 - Зависимости проницаемости и градиента давления закачки воды различной минерализации (при расходе 0,5см5/мин) от количества прокаченных поровых объемов: 1,3 - модель пластовой воды М=18,9г/л, 2,4 - пресная вода

М=0,25/л

Полученные результаты эксперимента (рис. 1) показали рост-градиента давления при снижении минерализации прокачиваемой воды, что свидетельствует о снижении водопроницаемости керна.

Последовательная смена минерализации прокачиваемой воды с пластовой на пресную и обратно привела к соответствующему изменению водопроницаемости керна: начальная

водопроницаемость при прокачивании пластовой воды впоследствии снижается при ее замене на пресную воду и восстанавливается до уровня 80-90% от начальной при возобновлении закачки пластовой воды. Таким образом, гидратация пластовых глин носит обратимый характер (рис. 2).

Данный эффект объясняется тем, что каолинит относится к глинам с прочной кристаллической структурой, поэтому проникновение ионов и отдельных молекул в межслоевое пространство глинистых частиц исключено. Взаимодействие частиц каолинита с окружающим электролитом происходит только на поверхностном слое и с высокой скоростью, о чем свидетельствует резкое изменение градиента давления закачки при прокачке первых поровых объемов жидкостей.

Согласно теоретическим и экспериментальным исследованиям набухание каолинита можно контролировать путем внесения в фильтрующуюся воду определенных катионов, расположенных в следующем ряду по способности к ингибированию гидратации: А13+>Ва2+>Са2+>Мё2+Ж+>Ка+>1л

Минерализация закачиваемой жидкости также оказывает влияние на эффективность вытеснения нефти из образцов пород. Результаты проведенных фильтрационных исследований свидетельствуют о том, что снижение минерализации воды приводит к повышению коэффициента вытеснения нефти из образцов полимиктовых пород (рис. 3).

Рисунок 3 - Зависимость коэффициента вытеснения нефти из керна от минерализации прокачиваемой воды

Такой результат обусловлен смещением в благоприятную сторону соотношения подвюкностей фаз нефти и воды в пористой среде полимиктовой породы из-за снижения подвижности воды в водонасыщенных поровых каналов, что связано со снижением их проницаемости в результате гидратации и набухания глин в составе цементирующего вещества породы, а также в результате повышения вязкости фильтрующейся воды за счет частичного перехода в нее глинистых частиц. В продуктивном пласте отмеченный эффект будет способствовать выравниванию фазовых проницаемостей водо-и нефтенасыщенных поровых каналов, что приведет к увеличению коэффициента вытеснения и извлечения нефти.

В третьей главе приводятся результаты исследований физико-химических и фильтрационных свойств водных растворов гидрофобизатора НГ-1, используемых при вторичном вскрытии пласта, глушении скважин перед подземным ремонтом, а также описание использованных методик и оборудования.

Для определения скорости коррозии стали марки СтЗ в различных средах применялся потенциостат Gill 12; для определения капиллярного давления водонасыщенных образцов пород капилляриметр TGC-764 (Coretest Systems); эксперименты по определению механической прочности образцов пород на одноосное сжатие проводились на испытательной машине MTS Insight 50 (MTS Systems Corporation); исследования поверхностных свойств методом висящей и лежащей капли - на приборе EasyDrop (Kruss).

При разработке технологических жидкостей глушения и перфорации скважин первоочередной задачей ставилось изучение их агрегативной устойчивости при высоких пластовых температурах (до 80°С). Результаты исследований агрегативной устойчивости составов, представляющих собой растворы гидрофобизатора НГ-1 различных концентраций в пресной воде с добавлением хлоридов калия и кальция (для регулирования их плотности), показали, что рост концентрации гидрофобизатора приводит к снижению термостабильности, а добавление хлорида кальция вызывает выпадение хлопьевидного осадка. В частности, состав с содержанием гидрофобизатора 0,15% (масс.) стабилен при 80°С в течение 6 суток, добавление 5-20% хлорида калия снижает это время до 1-3 суток. Однако этого времени достаточно для того, чтобы жидкость глушения проникла в пласт и вступила во взаимодействие с породой коллектора. Таким образом, регулирование плотности разработанной жидкости необходимо производить путем добавления в нее хлорида калия, так как в случае расслоения эмульсии гидрофобизатора катионы калия будут способствовать

уменьшению гидратации глинистой составляющей цементирующего вещества породы. Согласно результатам проведенных исследований, максимальная допустимая концентрация гидрофобизатора в составе разработанной технологической жидкости не должна превышать 0,5% (масс.), а регулирование плотности состава необходимо производить путем добавления хлорида калия.

Одним из ключевых факторов, оказывающих влияние на выбор жидкости глушения и перфорации скважин, является степень ее воздействия на фильтрационную характеристику призабойной зоны пласта, в которую она проникает.

Для оценки влияния разработанной технологической жидкости на состояние ПЗП были проведены фильтрационные исследования на естественном керне ЮЛТ Приобского месторождения при термобарических условиях, соответствующих пластовым. Керн имел следующие параметры: начальная абсолютная проницаемость 1,2 мД; пористость 18,2%; длина 4,7 см; диаметр 2,95см. Для исследований был выбран состав, представляющий собой 0,15%-ый водный раствор гидрофобизатора. В результате эксперимента на водонасыщенном керне, который заключался в прокачивании через образец 15 поровых объемов исследуемого состава, получено снижение проницаемости керна по воде на 43%. Затем керн был экстрагирован и подготовлен к следующему эксперименту, который заключался в фильтрации состава через нефтенасыщенный керн с созданной остаточной водонасыщенностью. В результате эксперимента получено снижение проницаемости по углеводородной фазе на 12% с тенденцией к полному восстановлению фильтрационной характеристики. На рисунке 4 показаны зависимости градиента давления закачки и проницаемости кернов от количества поровых объемов прокачки, из которых видно, что максимальный градиент закачки разработанного состава в водонасыщенный керн составил 24 МПа/м, в то время как в нефтенасыщенный около 85 МПа/м. В промысловых условиях при обработке пластов с высокой расчлененностью это будет означать, что разработанная технологическая жидкость преимущественно проникнет в водонасыщенные интервалы, оттеснит рыхлосвязанную воду вглубь пласта и снизит водонасыщенность призабойной зоны, в результате чего будут улучшены условия притока углеводородной жидкости к забою и снижена обводненность продукции скважины.

При проведении операции глушения или перфорации разработанная технологическая жидкость будет находиться в

скважине и контактировать с поверхностью скважинного оборудования в течение длительного времени._

- Градиент давления эагачки ........... Проницаемость

1 1

1

\ г Гг 1 Г1

-1 —у— —1 --------

1 1

1 1 7\ К ......

1 1 }

т -1-у—

О 5 10 15 20 25 30 35 40 45

Количество прокаченных поровых объемов

1,3 — фильтрация модели пластовой воды Приобского месторождения, 2 - фильтрация раствора гидрофобизатора НГ-1

б)

1,3- фильтрация нефти Приобского месторождения, 2 - фильтрация раствора гидрофобизатора НГ-1 Рисунок 4 - Зависимости градиента давления закачки жидкости и проницаемости керна по фильтрующейся фазе, а) водонасыщенный керн; б) нефтенасыщенный керн

Требованиями РД 153-39-023-97 установлена максимальная допустимая скорость коррозии стали при глушении скважин, которая составляет 0,1-0,12 мм/год. Результаты проведенных исследований коррозионной активности показали, что скорость коррозии конструкционной стали обыкновенного качества марки СтЗ в технологической жидкости, содержащей в своем составе 0,15% (масс.) гидрофобизатора НГ-1, 24% (масс.) КС1 и пресную воду (остальное), равна 0,08 мм/год. При этом скорость коррозии

стали марки СтЗ в этом же составе без гидрофобизатора достигает 0,54 мм/год. Таким образом, разработанная технологическая жидкость обладает выраженным ингибирующим действием по отношению к коррозии внутрискваженного оборудования.

Проникновение разработанной жидкости глушения и перфорации скважин в пласт вызывает изменение не только фильтрационных, но и механических свойств породы. Прочность насыщенных флюидами кернов оценивалась методом одноосного сжатия плоскими плитами. Для исследований использовались образцы породы ЮЛТ Приобского месторождения, насыщенные водными растворами гидрофобизатора концентрацией от 0,15 до 1% (масс.), нефтью Приобского месторождения, моделью пластовой воды, пресной водой. На рисунке 5 показана зависимость относительной прочности кернов от концентрации гидрофобизатора НГ-1 в насыщающей их воде. В таблице 2 показаны значения относительной прочности кернов, насыщенных остальными флюидами. Под относительной прочностью понимается отношение прочности насыщенного данным флюидом керна к прочности аналогичного по геометрическим и емкостным параметрам образца, насыщенного моделью пластовой воды. _

5 . .

С 0 1 1,2 < си С ? 1 - 1 0,8 -5 % 0,6 ё Ё 0,4 - 1 ОД" ■е-

5 0' м, ) 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 Содержание гидрофобизатора, % (масс.)

Рисунок 5 - Зависимость коэффициентов относительной прочности образцов пород от концентрации гидрофобизатора в насыщающей их воде

Таблица 2 - Относительная прочность кернов, насыщенных

Насыщающий флюид Пресная вода Дизельное топливо Дегаз. нефть ЮЛТ Приобского м-я

Коэфф-т отн. прочности 1,21 1,29 1,42

Анализ полученных результатов показывает снижение прочности кернов на 40% при насыщении их водным раствором гидрофобизатора НГ-1 концентрации 0,15%. Превышение этой концентрации гидрофобизатора в насыщающем растворе наоборот приводит к увеличению прочности керна до уровня прочности керна, насыщенного моделью пластовой воды. Данный результат обусловлен, на наш взгляд, эффектом П.А.Ребиндера, который широко используется в практике бурения для разупрочнения пород. Применительно к разработке месторождений с полимиктовыми низкопроницаемыми коллекторами выявленный эффект может быть использован для снижения прочности пород ПЗП при проведении операции по интенсификации притока нефти к забоям скважин, в частности при проведении гидравлического разрыва пласта.

В четвертой главе приводятся результаты экспериментов по обработке кернов кислотными составами, традиционно применяемыми на месторождениях Западной Сибири. Приведено краткое описание используемого оборудования и стандартных методик определения растворимости горной породы в открытом объеме, фильтрационных и реологических экспериментов.

Эффективность обработки пласта кислотными составами оценивалась с двух позиций: совместимость с углеводородной фазой залежи и влияние на проницаемость породы коллектора.

В результате реологических исследований нефти Приобского месторождения, проведенных на ротационном вискозиметре Югео1еБ11Ш4.1, было определено, что взаимодействие с кислотным составом 12%НС1+3%НР в течение 72 часов приводит к росту эффективной вязкости нефти в интервале скоростей сдвига от 75 до 200с1. При скорости сдвига 130с'1 эффективная вязкость необработанной кислотой нефти составляет 5мПа-с, обработанной -7мПа с. При скорости сдвига ниже 75с"1 влияние кислотного состава на вязкость нефти не проявляется. Следовательно, использование кислотных составов для интенсификации работы нефтяных скважин Приобского месторождения не связано с риском образования высоковязких нефтекислотных эмульсий.

В работе исследовались кислотные композиции, содержащие соляную кислоту, смеси соляной и плавиковой кислот различных концентраций (глинокислота), а также растворы щелочи на навесках дезинтегрированной породы коллектора ЮЛТ Приобского месторождения. Результаты проведенных экспериментов показали высокую эффективность глинокислотных композиций (общая масса растворившегося за 48 часов вещества составила 27-47%), однако

высокая скорость реакции вначале взаимодействия приводит к быстрой нейтрализации кислоты и снижению ее растворяющей способности при последующем проникновении в пласт. Анализ трех ингибиторов реакции (лимонная кислота, уксусная кислота, Нефтенол-К) показал, что наилучшими ингибирующими свойствами обладает Нефтенол-К. Добавка Нефтенол-К концентрации 2% в кислотный состав 6%НС1+2%НР привела к снижению средней скорости растворения навески породы (в течение первых трех часов) с 9,3%/час до 3%/час. Добавление 2% лимонной кислоты обеспечивает снижение скорости растворения до 6,3%/час, добавление 3% уксусной кислоты снижает скорость до 7%/час.

В результате фильтрационных исследований кислотных составов положительный эффект, который оценивался по росту водопроницаемости керна, получен при проведении двухрастворных обработок: закачка соляной кислоты (12%НС1) и глинокислоты (12%НС1 и \%Ш) (рост водопроницаемости в 1,48 раза), а также закачка водного раствора щелочи (15% ИаОН) и глинокислоты (12%НС1 и 1%НР) (рост водопроницаемости в 1,66 раза). Фильтрационные исследования однорастворных технологий кислотного воздействия (композиции 6%НС1+1%НР; 6%НС1+2%НР; 12%НС1; 12%НС1+2%НР) через керны Приобского месторождения показали снижение водопроницаемости до 49%.

В пятой главе приводится обоснование условий эффективного применения разработанной технологии заводнения низкопроницаемых полимиктовых коллекторов. Эффективность технологии связана с увеличением охвата пласта заводнением при закачке пресной воды за счет перераспределения потоков закачиваемой воды из промытых проницаемых каналов в низкопроницаемые пропластки и поддержания необходимых темпов закачки путем смены пресной воды на минерализованную.

Разработанная технология заводнения рекомендуется к опытно-промышленным испытаниям на ЮЛТ Приобского месторождения.

В главе приводятся рекомендации по применению технологической жидкости на основе водного раствора гидрофобизатора НГ-1 при глушении и перфорации скважин, вскрывших низкопроницаемые полимиктовые коллектора.

Основные выводы и рекомендации

1. Анализ применяемых технологий физико-химического воздействия на месторождениях Западной Сибири с

низкопроницаемыми полимиктовыми коллекторами показал перспективность использования технологических жидкостей на основе гидрофобизирующих реагентов при глушении и перфорации скважин, применения пресной воды в системе ППД, а также использования кислотных составов для обработки ПЗП.

2. Выявлен механизм взаимодействия водочувствительных минералов пласта (каолиннтовых глин) с водами различного химического состава, который заключается в образовании вокруг глинистой частицы в присутствии электролита двойного электрического слоя, толщину которого можно регулировать путем введения в электролит определенных катионов. Определено, что снижение минерализации фильтруемой через керн воды приводит к обратимому снижению водопроницаемости образца и росту коэффициента вытеснения нефти из образца полимиктовой породы.

3. Разработана технология заводнения низкопроницаемых полимиктовых коллекторов, заключающаяся в периодической замене закачиваемой через скважины системы ППД минерализованной воды на пресную воду.

4. Разработан гидрофобизирующий состав технологической жидкости для перфорации и глушения скважин, представляющий собой водный раствор гидрофобизатора НГ-1 - продукта реакции триэтаноламина с жирными кислотами таллового масла, обладающий способностью сохранять проницаемость полимиктовых пород коллекторов по нефти и снижать ее для воды. Установлено антикоррозионное действие разработанного состава по отношению к материалу внутрискважинного оборудования, а также определено, что данная жидкость имеет низкое межфазное натяжение на границе с нефтью в диапазоне температур от 20°С до 80°С и концентраций гидрофобизатора НГ-1 от 0,15% до 1% (масс.).

5. Установлено разупрочняющее действие разработанного гидрофобизирующего состава технологической жидкости на естественные образцы полимиктовых пород ЮЛТ Приобского месторождения. Максимальное снижение прочности образцов пород (до 40 %) достигнуто при их насыщении разработанным составом с концентрацией гидрофобизатора НГ-1 0,15% (масс.). Выявленное свойство может быть использовано для снижения прочности пород ПЗП при проведении операций по интенсификации притока нефти, в частности при проведении гидравлического разрыва пласта.

6. Оценена эффективность применения различных кислотных составов для обработки ПЗП. Показано снижение проницаемости

кернов ЮЛТ Приобского месторождения при применении однорастворных обработок. Для условий полимиктовых низкопроницаемых коллекторов Приобского месторождения рекомендованы технологии двухрастворных кислотных обработок ПЗП, а также обработок с закачкой предварительной оторочки водного раствора щелочи.

Содержание диссертации отражено в следующих основных печатных работах:

1. Гладков П. Д. Особенности реализации систем заводнения в условиях продуктивных горизонтов неокомского комплекса Западной Сибири /П.Д.Гладков, М.К.Рогачев// Электронный научный журнал «Нефтегазовая геология. Теория и практика, 2012.Т.7. №1. http://www.ngtp.ru/rub/4/2_2012.pdf

2. Гладков П.Д. Исследование влияния гидрофобизирующих составов на механическую прочность образцов полимиктовых песчаников /П.Д.Гладков, М.К.Рогачев// Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012. №1. http://www.ogbus.ru/authors/Gladkov/Gladkov_l .pdf. С.360-366.

3. Петухов A.B. Петрофизические особенности низкопроницаемых коллекторов и результаты экспериментальных исследований по определению капиллярных давлений /А.ВЛетухов, П.Д.Гладков, М.Н.Никитин И.В.Шелепов, А.А.Петухов// Научно-технический вестник «Каротажник». - Тверь, 2011.-С.36-43.

4. Гладков П.Д. Исследование влияния опресненных вод на фильтрационные свойства низкопроницаемых коллекторов Приобского нефтяного месторождения /П.Д.Гладков, М.К.Рогачев// Материалы II международной конференции молодых ученых и специалистов «Ресурсно-геологические и методические аспекты освоения нефтегазоносных бассейнов» - СПб, ВНИГРИ, 2011.-С.234-239.

5. Гладков П.Д. Особенности разработки низкопроницаемых глиносодержащих коллекторов Западной Сибири /П.Д.Гладков, М.К.Рогачев//Труды XV Международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых, посвященного 110-летию со дня основания горногеологического образования в Сибири. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2011 - С. 65-67.

РИЦСПГГУ. 02.05.2012. 3.315 T.lOO экз. 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Гладков, Павел Дмитриевич

СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ.

ВВЕДЕНИЕ.

1 ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С НИЗКОПРОНИЦАЕМЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ В РОССИИ.

1.1 Классификация трудноизвлекаемых запасов нефти.

1.2 Состояние разработки южной лицензионной территории Приобского нефтяного месторождения.

1.3 Анализ причин ухудшения фильтрационных характеристик ПЗП.

1.4 Анализ опыта применения пресной воды при разработке месторождений нефти.

1.5 Анализ опыта вторичного вскрытия низкопродуктивных коллекторов и глушения скважин, вскрывших такие коллектора.

1.6 Анализ применения кислотных составов для интенсификации работы нефтяных скважин.

Выводы по главе 1.

2 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ ПОРОДЫ КОЛЛЕКТОРА И ЖИДКОСТИ ФИЛЬТРАЦИИ.

2.1 Определение минерального состав породы коллектора.

2.1.1 Методика исследований.

2.1.2 Результаты исследований.

2.2 Определение минерализации пластовой воды.

2.2.1 Методика исследований.

2.2.2 Результаты исследований.

2.3. Изучение взаимодействия глинистых минералов продуктивных пластов и воды различной минерализации в открытом объеме.

2.3.1 Методика исследований.

2.3.2 Результаты исследований.59

2.4 Определение влияния вод различной минерализации на фильтрационноемкостные свойства образцов пород Приобского месторождения.

2.4.1 Установка и методика фильтрационных исследований.

2.4.2 Результаты фильтрационных исследований.

2.4.3 Исследование воздействия пресной воды на керны Приобского месторождения с использованием оптической микроскопии.

2.4.4 Результаты фильтрационных исследований по оценке влияния катионного состава воды на проницаемость кернов.

2.5 Определение влияния вод различной минерализации на коэффициент вытеснения нефти из образцов пород Приобского месторождения.

2.5.1 Методика исследований.

2.5.2 Результаты исследований.

Выводы по главе 2.

3 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВОДНЫХ РАСТВОРОВ ГИДРОФОБИЗАТОРА НГ-1.

3.1 Изучение термостабильности.

3.2 Изучение коррозионной активности.

3.2.1 Методика исследований.

3.2.2 Результаты исследований.

3.3 Изучение поверхностного натяжения на границе с углеводородной жидкостью.

3.3.1 Методика исследований.

3.3.2 Результаты исследований.

3.4 Изучение адсорбции на поверхности породы.

3.4.1 Методика исследований.

3.4.2 Результаты исследований.

3.5 Фильтрационные исследования.

3.6 Прочностные исследования.

3.6.1 Методика и оборудование для исследований.

3.6.2 Результаты исследований.

3.7 Исследования капиллярных эффектов в низкопроницаемых породах

3.8 Исследования влияния горного давления на фильтрационно-емкостные свойства горных пород.

Выводы по главе 3.

4 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СОСТАВОВ, ОКАЗЫВАЮЩИХ РАЗЪЕДАЮЩЕЕ ДЕЙСТВИЕ НА ПОРОДУ КОЛЛЕКТОРА.

4.1 Реологические исследования нефти Приобского месторождения.

4.2 Растворяющая способность кислот и щелочей.

4.3 Фильтрационные исследования кислотного воздействия.

4.3.1 Методика проведения исследований.

4.3.2 Результаты исследований.

Выводы по главе 4.

5 ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ЗАВОДНЕНИЯ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ПОЛИМИКТОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ, ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ и ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН, ВСКРЫВШИХ КОЛЛЕКТОРА ЭТОГО ТИПА.

5.1 Технология заводнения низкопроницаемых полимиктовых коллекторов

5.2 Технология вторичного вскрытия низкопроницаемых полимиктовых коллекторов и глушения скважин.

Выводы по главе 5.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Обоснование технологий физико-химического воздействия на низкопроницаемые полимиктовые коллектора"

Актуальность темы исследований

Ухудшение общей структуры запасов углеводородов в нашей стране обусловлено истощением запасов месторождений маловязкой нефти, заключенной в коллекторах относительно простого строения. Данное обстоятельство вынуждает переходить к разработке и эксплуатации сложнопостроенных месторождений с низкопроницаемыми полимиктовыми коллекторами (например, Приобского). Доля трудноизвлекаемых запасов, содержащихся в коллекторах низкой проницаемости, в общей структуре сырьевой базы России превышает 40%. При этом значительная часть таких месторождений находится на территории Западной Сибири, для которой характерны традиционные методы разработки месторождений и технологий вскрытия и глушения скважин, реализуемые зачастую без учета сведений о минералогическом составе продуктивных отложений.

В связи с этим важнейшей научной и практической задачей становится разработка технологий вторичного вскрытия низкопроницаемых пластов, глушения и интенсификации скважин, направленных на повышение эффективности работы системы «пласт-скважина» и увеличение коэффициентов извлечения нефти на таких месторождениях.

Вопросами разработки методов и технологий физико-химического воздействия на нефтяной коллектор занимались отечественные и зарубежные ученые Амиян В.А., Андреев В.Е., Антипин Ю.В., Ахметов A.A., Бабалян Г.А., Басарыгин Ю.М., Блажевич В.А., Валеев М.Д., Девликамов В.В., Дияшев Р.Н., Газизов А.Ш., Газизов A.A., Гайворонский И.Н., Желтов Ю.В., Зейгман Ю.В., КудиновВ.И., Ленченкова J1.E., Мусабиров М.Х., Муслимов Р.Х., Овнатанов Г.Т., Позднышев Г.Н., Ребиндер П.А., Рогачев М.К., Рябоконь С.А., Саркисов Н.М., Сидоровский В.А., Телин А.Г., Уметбаев В.Г., Фахретдинов Р.Н., Хавкин А.Я., Хисамутдинов Н.И., Ali S., Boney К., Economides М., Fogler H.S., Kline W.E., McLeod G., Smith С. и др.

Актуальность темы диссертационной работы подтверждается ее включением в план НИР по государственному контракту от «20» сентября 2010г № 14.740.11.0430, осуществляемого в рамках федеральной целевой программы «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2010-2012гг. по теме «Обоснование и разработка высокоэффективных экологически безопасных технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти».

Целью диссертационной работы является повышение эффективности извлечения нефти на месторождениях с низкопроницаемыми полимиктовыми коллекторами.

Идея работы. Повышение эффективности извлечения нефти из низкопроницаемых полимиктовых коллекторов может быть обеспечено за счет внедрения технологий физико-химического воздействия на продуктивные пласты, основанных на использовании воды низкой минерализации в качестве закачиваемой жидкости в системе поддержания пластового давления, а также разработанных гидрофобизирующих составов при вторичном вскрытии пластов и глушении скважин перед подземным ремонтом.

Задачи исследований

1. Выполнить анализ современной литературы и сделать выбор оптимальных физико-химических методов воздействия на полимиктовые коллектора Западной Сибири.

2. Выявить механизм взаимодействия водочувствительных минералов пород продуктивного пласта и вод различного химического состава, а также изучить влияние минерализации воды на фильтрационные характеристики пород (коэффициенты проницаемости и вытеснения нефти водой).

3. Разработать гидрофобизирующий состав для перфорации и глушения скважин, обеспечивающий регулирование фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта.

4. Исследовать коррозионные и поверхностные свойства разработанного химического состава.

5. Исследовать влияние разработанного химического состава на прочностные свойства пород коллекторов нефти.

6. Выполнить экспериментальные исследования для оценки эффективности применяющихся на месторождениях Западной Сибири традиционных составов и технологий кислотного воздействия на породу коллектора и предложить технологии воздействия для условий низкопроницаемых полимиктовых коллекторов Приобского нефтяного месторождения

Методы решения поставленных задач

Работа выполнена в соответствии со стандартными методами теоретических, а также стандартными и разработанными методиками проведения экспериментальных исследований (реологические, фильтрационные, исследование коррозии, скорости растворения породы, поверхностных и прочностных свойств, определение среднего диаметра взвешенных частиц и др.). Обработка экспериментальных данных проводилась с помощью методов математической статистики.

Научная новизна работы:

1. Установлена зависимость изменения фильтрационных характеристик образцов полимиктового коллектора (коэффициентов проницаемости и вытеснения нефти водой) от минерализации и химического состава воды.

2. Выявлена способность водного раствора гидрофобизатора НГ-1 (продукта реакции триэтаноламина с жирными кислотами таллового масла) при контакте с полимиктовой породой-коллектором сохранять коэффициент проницаемости и понижать механическую прочность породы.

Защищаемые научные положения:

1. Периодическая замена закачиваемой минерализованной воды на низкоминерализованную воду в системе поддержания пластового давления

ППД) обеспечит сохранение требуемых темпов закачки жидкости в пласт и позволит увеличить охват пласта воздействием за счет перераспределения фильтрационных потоков и выравнивания фронта вытеснения, что позволит увеличить коэффициент извлечения нефти из низкопроницаемых полимиктовых коллекторов.

2. Применение разработанного состава технологической жидкости, представляющего собой водный раствор различных концентраций гидрофобизатора HT-1 - продукта реакции триэтаноламина с жирными кислотами таллового масла, при вторичном вскрытии продуктивного пласта и глушении скважин перед подземным ремонтом позволяет сохранить фильтрационные характеристики пород призабойной зоны пласта, а также снизить механическую прочность этих пород, подготовив таким образом пласт для дальнейших геолого-технических мероприятий по интенсификации притока нефти.

Достоверностьнаучныхположений,выводови рекомендаций подтверждена теоретическими и экспериментальными исследованиями с использованием современного высокотехнологичного оборудования (производства компаний Coretest Systems, Messgerate Medingen, Kruss, Zeiss, Vinci Technologies), высокой сходимостью расчетных величин с фактическими данными, воспроизводимостью полученных результатов.

Практическое значение работы:

1. Предложена технология поочередной закачки в низкопроницаемый полимиктовый пласт низкоминерализованной и минерализованной воды, позволяющая увеличить коэффициент извлечения нефти на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами.

2. Разработаны гидрофобизирующий состав, представляющий собой водный раствор гидрофобизатора НГ-1, и технология его применения при вторичном вскрытии низкопроницаемых полимиктовых коллекторов и глушении скважин перед подземным ремонтом.

3. Рекомендовано применение разработанного гидрофобизирующего состава для снижения прочности низкопроницаемых полимиктовых пород призабойной зоны пласта при проведении операций по интенсификации притока нефти, в частности при проведении гидравлического разрыва пласта.

4. Выявлены оптимальные технологии по химическому воздействию на низкопроницаемые полимиктовые коллектора Приобского нефтяного месторождения (южная лицензионная территория - ЮЛТ), а также предложены рекомендации по их применению.

5. Результаты исследований могут быть использованы в учебном процессе для специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» при изучении дисциплин «Разработка нефтяных и газовых месторождений», «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин», «Технология и техника повышения нефтеотдачи пластов».

Апробация работы

Основные положения, результаты экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на VI Международной научно-практической конференции «Нефтегазовые технологии» (г. Самара, СамГТУ,

2009); Ь Научной студенческой сессии горняков (Горно-металлургическая академия, г. Краков, Польша, 2009); конкурсе студенческих и аспирантских работ Российско-Каспийского региона, проводимом в рамках Российской нефтегазовой технической конференции и выставки БРЕ 2010 (ВВЦ, г. Москва,

2010); Международной конференции «Петрофизика: современное состояние, проблемы, перспективы» (г.Москва, РГУНГ им. И.М.Губкина, 2010); XV Международном симпозиуме студентов и молодых ученых имени академика М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр» (г. Томск, ТПУ,

2011); Межвузовской научно-практической конференции «Оценка месторождений полезных ископаемых с падающим объемом добычи в условиях исчерпания запасов» (г. Санкт-Петербург, СПГГИ (ТУ), 2011); II Международной конференции молодых ученых и специалистов «Ресурсногеологические и методические аспекты освоения нефтегазоносных бассейнов» (г. Санкт-Петербург, ВНИГРИ, 2011) Публикации

По теме диссертации опубликовано 11 научных работ, в том числе 4 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки Российской Федерации.

Структура и объем диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, 5-ти глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка, включающего 111 наименований. Материал диссертации изложен на 155 страницах машинописного текста, включает 20 таблиц, 51 рисунок и 1 приложение.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Гладков, Павел Дмитриевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Анализ применяемых технологий физико-химического воздействия на месторождениях Западной Сибири с низкопроницаемыми полимиктовыми коллекторами показал перспективность использования технологических жидкостей на основе гидрофобизирующих реагентов при глушении и перфорации скважин, применения пресной воды в системе ППД, а также использования кислотных составов для обработки ПЗП.

2. Выявлен механизм взаимодействия водочувствительных минералов пласта (каолинитовых глин) с водами различного химического состава, который заключается в образовании вокруг глинистой частицы в присутствии электролита двойного электрического слоя, толщину которого можно регулировать путем введения в электролит определенных катионов. Определено, что снижение минерализации фильтруемой через керн воды приводит к обратимому снижению водопроницаемости образца и росту коэффициента вытеснения нефти из образца полимиктовой породы.

3. Разработана технология заводнения низкопроницаемых полимиктовых коллекторов, заключающаяся в периодической замене закачиваемой через скважины системы ППД минерализованной воды на пресную воду.

4. Разработан гидрофобизирующий состав технологической жидкости для перфорации и глушения скважин, представляющий собой водный раствор гидрофобизатора НГ-1 - продукта реакции триэтаноламина с жирными кислотами таллового масла, обладающий способностью сохранять проницаемость полимиктовых пород коллекторов по нефти и снижать ее для воды. Установлено антикоррозионное действие разработанного состава по отношению к материалу внутрискважинного оборудования, а также определено, что данная жидкость имеет низкое межфазное натяжение на границе с нефтью в диапазоне температур от 20°С до 80°С и концентраций гидрофобизатора НГ-1 от 0,15% до 1% (масс.).

5. Установлено разупрочняющее действие разработанного гидрофобизирующего состава технологической жидкости на естественные образцы полимиктовых пород ЮЛТ Приобского месторождения. Максимальное снижение прочности образцов пород (до 40 %) достигнуто при их насыщении разработанным составом с концентрацией гидрофобизатора НГ-1 0,15% (масс.). Выявленное свойство может быть использовано для снижения прочности пород ПЗП при проведении операций по интенсификации притока нефти, в частности при проведении гидравлического разрыва пласта.

6. Оценена эффективность применения различных кислотных составов для обработки ПЗП. Показано снижение проницаемости кернов ЮЛТ Приобского месторождения при применении однорастворных обработок. Для условий полимиктовых низкопроницаемых коллекторов Приобского месторождения рекомендованы технологии двухрастворных кислотных обработок ПЗП, а также обработок с закачкой предварительной оторочки водного раствора щелочи.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Гладков, Павел Дмитриевич, Санкт-Петербург

1. Абдулмазитов Р.Д. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России/Р.Д. Абдулмазитов, К.С. Баймухаметов, В.Д. Викторин и др.- М.:ВНИИОЭНГ, 1996. Т.1. -280с.

2. Абызбаев И.И. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана /Н.И. Абызбаев, А.Ш. Сыртланов, П.Ф. Викторов, Е.В. Лозин Уфа: Баш.изд-во «Китап», 1994. - 180с.

3. Авдусин П.П. Опыты определения влияния минералогического состава песков на фильтрацию через них нефти/П.П. Авдусин, В.Н. Батурин, З.В. Варова//Нефтяное хозяйство. 1937. - №1. - С.26-29.

4. Аганин И.А. Влияние гистерезиса набухания глин на коэффициент извлечения нефти/И.А. Аганин, А.И. Никифоров//Нефтяное хозяйство. -2009.-№3.-С.53-55.

5. Андреева H.H. Проблемы проектирования, разработки и эксплуатации мелких нефтяных месторождений. М.:ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. 196с.

6. Ахметов Н.З. Исследование влияния глинистости коллектора на нефтеотдачу/ Н.З. Ахметов, В.М. Хусаинов, И.М. Салихов, И.В.Владимиров, О.И. Буторин// Нефтяное хозяйство. 2001. - №8. -С. 41-43.

7. Ашрафьян М.О. Совершенствование конструкций забоев скважин / М.О. Ашрафьян, O.A. Лебедев, Н.М. Саркисов М.: Недра, 1987. - 156с.

8. Бабалян Г.А. Вопросы механизма нефтеотдачи. Баку: Азербайджанское государственное издательство нефтяной и научно-технической литературы, 1956. - 255с.

9. Бабалян Г.А. Вопросы механизма нефтеотдачи. Баку: Азербайджанское государственное издательство нефтяной и научно-технической литературы, 1956. - 255с.

10. Бабалян Г.А. Применение поверхностно-активных веществ с целью увеличения нефтеотдачи /Г.А. Бабалян, Г.П. Ованесов, Л.А. Пелевин, А.Б. Тумасян, Ш.И. Валеев, И.И. Кравченко, В.И. Портнов, Н.Е. Лаптев, Э.М. Халимов, И.Д. Мархасин М.:Недра, 1970. - 112с.

11. Бабалян Г.А. Физико-химические процессы в добыче нефти. М.: Недра, 1974.-200с.

12. Бабалян Г.А. Вопросы механизма нефтеотдачи. Баку: Азербайджанское государственное издательство нефтяной и научно-технической литературы, 1956. - 255с.

13. Багаутдинов А.К. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России/А.К. Багаутдинов, С.Л. Барков, Г.К. Белевич и др.- М.:ВНИИОЭНГ, 1996. Т.2. - 352с.

14. БлажевичВ.А. Глушение скважин при ремонтных работах /В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев // Нефтяное хозяйство, 1978 №5. - С.55-57.

15. Брилинг И.А. Фильтрация в глинистых породах. М.: НТИ ВИЭМСД984. -57 с.

16. Бурдынь Т.А. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении /Т.А. Бурдынь, А.Т. Горбунов, Л.В. Лютин, М.Л. Сургучев, О.Э. Цынковар. М.:Недра, 1983. - 192с.

17. Власов С.А. Расчеты влияния проницаемости неоднородности Покамасовского месторождения на фазовые проницаемости и нефтеотдачу/С.А. Власов, В.А. Дьяконов, A.B. Фомин, А.Я. Хавкин// Нефтяное хозяйство, 1997 №8. - С. 15-16.

18. Газизов A.A. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002 - 639с.

19. Гайворонский H.H. Коллекторы нефти и газа Западной Сибири. Их вскрытие и опробование/ И.Н. Гайворонский, Г.Н. Леоненко, B.C. Замахаев М.: ЗАО «Геоинформмарк», 2000. - 364с.

20. Гафаров Ш.А. Применение монокарбоновых кислот для нтенсификации добычи нефти /Ш.А. Гафаров, А.Г. Жданов. М.:Химия, 2004. -192с.

21. Гильманова Р.Х. Влияние глинистости продуктивных коллекторов на коэффициент нефтеизвлечения на примере Азнакаевской площади Ромашкинского месторождения //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ,- 2001.- №7. С. 50-53.

22. ГиниятовГ.З. Выделение проницаемых пластов с использованием солянокислотной обработки /Г.З. Гиниятов, Ю.В. Кустов// Нефтяное хозяйство, 1980 №5. - С.37-39.

23. Гладков П.Д. Применение взаимнокорреляционного анализа для уточнения геологического строения нефтяной залежи /П.Д. Гладков, A.B. Колонских// Материалы X международной молодежной научной конференции «Севергеоэкотех- 2009».-Ухта: УГТУ, 2009. С. 242-245.

24. ГОСТ 21153.2-84. Породы горные. Методы определения предела прочности при одноосном сжатии. М., 1984. 8с.

25. Государственный доклад «О состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов России в 2007» /A.B. Акимова и др.; под ред. С.Е. Донского. М.: Центр «Минерал» ФГУНПП «Аэрогеология», 2008. -388с.

26. Государственный доклад «О состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов России в 2009» /A.B. Акимова и др.; под ред. С.Е. Донского. М.: Центр «Минерал» ФГУНПП «Аэрогеология», 2010. -400с.

27. Гудок Н.С. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород: Учеб. пособие для вузов /Н.С. Гудок, H.H. Богданович, В.Г. Мартынов М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. - 592с.

28. Демахин С.А. Изучение влияния гидрофобизирующих составов на водонасыщенность и проницаемость призабойной зоны нефтяного пласта /С.А. Демахин, А.Г. Демахин, В.Б. Губанов// Нефтепромысловое дело, 2009 №6. - С.44-53.

29. Желтов Ю.В. Об особенностях заводнения нефтяных залежей с глиносодержащими коллекторами /Ю.В. Желтов, В.Е. Ступоченко, А.Я. Хавкин, В.Н. Мартос, В.М. Рыжик// Нефтяное хозяйство. 1981. -№7. - С.42-47.

30. Жеребцов Е.В. Влияние глинистости терригенных коллекторов на коэффициенты продуктивности скважин и нефтеизвлечения /Е.В. Жеребцов, Н.З. Ахметов, В.М. Хусаинов, И.М. Салихов// Нефтепромысловое дело. 2001. - №5. - С. 8-13.

31. Жидкость для глушения скважин состав «УНИ-3» /Ю.В. Зейгман, М.К. Рогачев, O.A. Гумеров и др.. Патент РФ №2116327 заявл. 27.01.1997; опубл. 27.07.1998.

32. Закон РФ «О недрах» от 21.02.1992 №2395-1 (ред. от 30.12.2008)

33. Зарипов С.З. Исследование и испытание жидкостей для глушения скважин при подземных ремонтах /С.З. Зарипов, Ю.И. Толкачев, A.M. Вайсман, Б.В. Щитов, А.З. Усманова// Нефтяное хозяйство, 1973 -№6. С.38-41.

34. ЗдольникС.Е. Глушение скважин с контролем поглощения в условиях интенсификации разработки терригенных коллекторов/С.Е. Здольник,

35. A.Н. Хандрико, О.Б. Аханкин, А.Р. Латыпов, В.Н. Гусаков, А.Г. Телин,

36. B.А. Литвиненко// Нефтяное хозяйство, 2007 №11. - С.62-65.

37. Зейгман Ю.В. Физические основы глушения и освоения скважин: Учебное пособие/Уфа: Изд-во УГНТУ, 1996. 78с.

38. Зильберминц Б.С. Развитие ресурсной базы ОАО «Газпром нефть» до 2020г. и на дальнейшую перспективу /Б.С. Зильберминц, В.А. Савельев,

39. C.И. Типкин// Нефтяное хозяйство. 2009. - №12. - С. 4-8.

40. Зорькин Л.М. Воды нефтяных и газовых месторождений СССР: Справочник. М.:Недра, 1989. - 382с.

41. Контроль скважины при ремонте. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях: учебное пособие /Анохин К.П., Кагарманов И.И., Мальцев И.В., Черник A.A. Самара: ИД «РОСИНГ», 2006. 56с.

42. Кринари Г.А. Образование и миграция природных наночастиц в нефтяных пластах /Г.А. Кринари, М.Г. Храмченков. Казань: Изд-во КГУ, 2009. -228с.

43. Крылов Д.А. Соляно-кислотные обработки добывающих скважин на месторождении Узень /Д.А. Крылов, М.Д. Батырбаев, В.В. Розницын // Нефтяное хозяйство, 1990 №6. - С.69-72.

44. Лейбин Э.Л. Некоторые особенности разработки залежей нефти с повышенным водонасыщением коллекторов/Э.Л. Лейбин, Л.Н. Бученков, Н.П. Ходорова, В.В. Москвичев, Ю.Л. Смирнов// Нефтяное хозяйство. -1999. №6. - С.26-29.

45. Лосев А.П. Развитие физико-химических методов контроля строительства скважин: дис. . магистра техники и технологии. М., 2007.

46. Михневич В.Г. Результаты щелочного заводнения на месторождениях Пермской области /В.Г. Михневич, Е.П. Гудков, И.Р. Юшков, Ю.А. Дулепов, Ю.А. Ельцов, А.Т. Горбунов, Л.Н. Бученков/ЛТефтяное хозяйство. 1994. -№6. - С. 26- 29.

47. Мищенков И.С. О повышении эффективности солянокислотных обработок /И.С. Мищенков, М.Ф.Путилов// Нефтяное хозяйство, 1967 -№4. С.44-46

48. Муслимов Р.Х. Развитие систем разработки нефтяных месторождений на страницах журнала «Нефтяное хозяйство» // Нефтяное хозяйство, 2005 -№9. С.57-63.

49. Мухаметзянов Т.М. Реализация комплексной программы кислотных обработок добывающих скважин одного из месторождений Западной Сибири /Т.М. Мухаметзянов, А.Г. Колягин, Д.А. Сегида, K.M. Федоров // Нефтяное хозяйство, 2010 №4. - С.24-27.

50. Некрасов В.И. Выбор жидкости и параметров глушения скважин/ В.И. Некрасов, М.Г. Вятчинин, P.P. Даутов, Н.М. Григорьев, P.A. Янтурин// Нефтяное хозяйство, 1999 №5. - С.31-33.

51. Никитин М.Н. Изучение реологических свойств тяжёлой высоковязкой нефти Ярегского месторождения /М.Н. Никитин, П.Д. Гладков,

52. A.B. Колонских и др. // Записки Горного института. -2012. Т. 195. - С. 73-77.

53. Нюняйкин В.Н. Совершенствование технологий глушения скважин в условиях низкопроницаемых коллекторов /В.Н. Нюняйкин, И.В. Генералов, М.К. Рогачев Ю.В. Зейгман// Нефтяное хозяйство, 2001 -№10. С.74-75.

54. Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пласта. М.: изд-во «Недра», 1970. -312с.

55. Опекушина J1.A. Влияние органических соединений на изменение фильтрационных свойств глиносодержащих пластов/Л.А. Опекушина, Е.П. Гусева, A.A. Просвирин// Труды института ВНИИ. 1991. - Вып. 110.- С.62-76.

56. Орлов В.П. Западная Сибирь. Геология и полезные ископаемые России. Т.2 /В.П. Орлов, А.Э. Конторович, B.C. Сурков СПб.: изд-во ВСЕГЕИ, 2000. - 477с.

57. Паникаровский Е.В. Перспективы использования физико-химических методов увеличения продуктивности скважин /Е.В. Паникаровский,

58. B.В. Паникаровский, И.И. Клещенко// Нефтепромысловое дело, 2006 №3- С.20-25.

59. Петухов A.B. Петрофизические особенности низкопроницаемых коллекторов Тимано-Печорской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций /A.B. Петухов, И.В. Шелепов, A.A. Петухов, П.Д. Гладков,

60. М.Н. Никитин// Материалы международной конференции «Петрофизика: современное состояние, проблемы, перспективы».- М.: изд-во РГУ, 2010. -С. 96-99.

61. Позднышев Г.Н. Перспективные способы добычи нефти и ликвидации нефтяных загрязнений /Т.Н. Позднышев, В.Н. Манырин, А.Г. Савельев. -Самара: Издательский дом «БАХРАХ-М», 2004. 440с.

62. Попов А.Н. Прочностные расчеты стенок скважины в пористых горных породах: учебное пособие/А.Н. Попов, H.H. Головкина Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001.-70с.

63. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-62403, утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 5 июня 2003г, №56, Российская газета, №120/1, 21.06.2003.

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

65. Ребиндер П.А. Понизители твердости в бурении/П.А. Ребиндер, J1.A. Шрейнер, К.Ф. Жигач М.: Изд-во академии наук СССР, 1944. -200с.

66. Рогачев М.К. Реология нефти и нефтепродуктов: Учебное пособие /М.К. Рогачев, Н.К. Кондрашева Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. - 89 с.

67. Рогачев М.К. Физико-химические методы совершенствования процессов добычи нефти в осложненных условиях: дис. . докт. тех. наук: 25.00.17 / М.К. Рогачев; Уфим. гос. нефт. технич. ун-т. Уфа, 2002. - 312 с.

68. Рыженков И.И. О методике определения эффективности солянокислотной обработки скважины// Нефтяное хозяйство, 1957,- №5. С.41-42.

69. Рябоконь С.А.Универсальная технологическая жидкость глушения при ремонте и заканчивании скважин /С.А. Рябоконь, Б.А. Мартынов, A.A. Бояркин, И.Е. Александров, Я.Г. Дударов// Нефтяное хозяйство, 2004 №5. - С.62-64.

70. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин /Монография. М.: НПО «Бурение», 2006. - 230 с.

71. Савельев В.А. Состояние и перспективы разработки месторождений ОАО «Газпром нефть» /В.А. Савельев, Р.Н. Мухаметзянов, М.Ф. Нуриев// Нефтяное хозяйство, 2009 №12. - С.9-11.

72. Садыков М.Р. Проблемы разработки с заводнением низкопроницаемых пластов, недонасыщенных нефтью /М.Р. Садыков, В.Н. Сергиенко, Е.Ф. Кутырев// Нефтяное хозяйство. 2006. - №11. - С.24-27.

73. Свалов A.M. Влияние капиллярных сил на процесс обводнения добывающих скважин// Нефтяное хозяйство, 2009 №10. - С. 43-48.

74. Сергиенко В.Н. О нецелесообразности гидрофобизации призабойной зоны добывающих скважин /В.Н. Сергиенко, Н.А. Черепанова, Е.Ф. Кутырев, Г.В. Ложкин// Нефтяное хозяйство, 2006 -№11.- С.34-37.

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

76. Соколов C.B. Обоснование коэффициента вытеснения нефти водой при проектировании разработки месторождений //Нефтяное хозяйство, 2010 -№11.-С. 51-53.

77. Соркин А.Я. Результаты применения физико-химических технологий обработки призабойных зон на Самотлорском месторождении /А.Я. Соркин, В.Е. Ступоченко, Е.А. Горобец// Нефтяное хозяйство, 2008 -№3. С.70-72.

78. Справочник по свойствам, методам анализа и очистке воды: В двух частях. Часть 1. / Киев: Наукова думка, 1980. 680с.

79. Ступоченко В.Е. Применение катионактивных полиэлектролитов для повышения нефтеотдачи// Нефтяное хозяйство. 2000. - №12. - С.29-31-.

80. Сургучев М.Л. Методы извлечения остаточной нефти /М.Л. Сургучев, А.Т. Горбунов, Д.П. Забродин и др. М.:Недра, 1991. - 347 с.

81. Телин А.Г. Влияние глинистости пласта-коллектора на его физико-гидродинамические характеристики /А.Г. Телин, Р.Ш. Тахаутдинов, Ф.Ф. Халиуллин и др.// Нефтепромысловое дело. 1999. - №11. - С. 2427.

82. Уолкотт Д. Разработка и управление месторождениями при заводнении. -М.: ЮКОС Schlumberger, 2001. - 144с.

83. Фатыхов М.А. Увеличение глубины воздействия на низкопроницаемый пласт соляной кислотой в высокочастотном электромагнитном поле /М.А. Фатыхов, А.И. Худайбердина// Нефтепромысловое дело, 2009 №9. - С.34-37.

84. Хавкин А.Я Физико-химические технологии повышения нефтеотдачи низкопроницаемых пластов// Нефтяное хозяйство, 1994 №8. - С. 33-35.

85. Хавкин А.Я. Особенности движения водных растворов в глиносодержащих коллекторах /А.Я. Хавкин, В.И. Лесин//Нефтяное хозяйство. -1996. №3. - С.35-38.

86. Хавкин А.Я. Физико-химические технологии повышения нефтеотдачи низкопроницаемых пластов// Нефтяное хозяйство, 1994 №8. - С. 33-35.

87. Хавкин А.Я. Новые направления и технологии разработки низкопроницаемых пластов// Нефтяное хозяйство. 1993. - №3. - С.4-8.

88. Хавкин А.Я. Энергетическая оценка методов интенсификации добычи нефти /А.Я. Хавкин, A.B. Сорокин// Нефтяное хозяйство. 1999. - №6. -С. 24-25.

89. Халимов Э.М. Нефтяной комплекс России: состояние, проблемы развития // НефтьГазПромышленность, №4 (24).http://www.oilgasindustry.ru/7icN6564 (дата обращения 14.02.2012).

90. Ханин A.A. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.:Недра, 1969.-356с.

91. ХисамовР.С. Концепция развития и рационального применения солянокислотных обработок скважин /P.C. Хисамов, Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров// Нефтяное хозяйство, 2003 №4. - С.43-45.

92. Шашель В.А. Исследование влияния глинистости коллектора на процессы заводнения неоднородных нефтяных пластов/В.А. Шашель, В.Н. Кожин, A.A. Пакшаев, И.В. Владимиров, И.И. Владимирова// Нефтепромысловое дело. 2006. - №4. - С.39-45.

93. Шипилов А.И. Исследование процессов эмульгирования и коррозии при подборе ингибиторов для соляной кислоты /А.И. Шипилов, Е.В. Крутихин, Е.В. Голубцова, Ю.В. Ившин// Нефтяное хозяйство, 2010 №6 - С. 99-101.

94. Экономидес М. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике /Р. Олини, П. Валько// Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. 236с.

95. ЯкуцениВ.П. Динамика доли относительного содержания трудноизвлекаемых запасов нефти в общем балансе /В .П. Якуцени, Ю.Э. Петрова, А.А. Суханов// Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2007. - Т.2. - http://www.ngtp.ru/rub/6/006.pclf

96. Яремийчук Р.С. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин /Р.С. Яремийчук, Ю.Д. Качмар Львов: Вища школа. Изд-во при Львовском университете, 1982. - 152с.

97. Bernard George G. Effect of Floodwater Salinity on Recovery Of Oil from Cores Containing Clays// SPE California Regional Meeting, 26-27 October 1967, Los Angeles, California.

98. Harkins D, Brown F. // Am. Chem. Soc. 1999. - № 41. - p. 499.

99. Morgan N, "Less salt, more oil"// BP Frontiers Magazine, August Ed, 2009. http://www.bp.com/liveassets/bpinternet/globalbp/globalbpukenglish/report sandpublications/frontiers/STAGING/localassets/pdf/bpf2506-09LoSal EOR.pdf

100. SlobodRobertL. Restoring Permeability to Clay-Containing Water Damaged Formations// Fall Meeting of the SPE of AIME, 28 September-1 October 1969, Denver, Colorado.