Файл: 1 Геологический раздел 5 1Общие сведения о Вишенском месторождении 5.docx
Добавлен: 07.11.2023
Просмотров: 76
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
- общий фонд – 12 добывающих скважин и одна нагнетательная;
- бурение скв.68 в 2013 г.;
- оснащение оборудованием для ОРЭ в четырёх скважинах (скв.63, 64, 65, 66);
- перевод под нагнетание скв.12;
- выполнение различных ГТМ, в т.ч. закачка составов, содержащих полимерные композиции, СКО, ВИР и РИР;
- проектный срок разработки 25 лет;
- накопленная добыча нефти – 673 тыс.т;
- достижение КИН – 0.476, Квыт – 0.601, Кохв – 0.792.
Объект С1t
Вариант 1 (базовый) – представляет собой реализацию рекомендуемого варианта проектного документа «Дополнение к технологической схеме разработки Вишенского месторождения» (2011 г.), который предусматривает следующие мероприятия [6]:
- общий фонд – 7 добывающих скважин;
- оснащение оборудованием для ОРЭ в трех скважинах (скв.65, 64, 63);
- выполнение различных ГТМ, в т.ч. проведение СКО, ВИР и РИР;
- проектный срок разработки 13 лет;
- накопленная добыча нефти – 156 тыс.т;
- достижение КИН – 0.238, Квыт – 0.421, Кохв – 0.565.
В целом по месторождению
Вариант 1 – представляет собой сумму первых вариантов по всем объектам, который предусматривает следующие мероприятия:
- общий фонд – 19 добывающих скважин;
- бурение 7 скважин в 2014-2017 гг. (из них 4 горизонтальных);
- бурение пяти боковых стволов из скв. №№ 17, 61, 63, 64, 65;
- оснащение оборудованием для ОРЭ в трех скважинах (скв.63, 64, 65);
- выполнение различных ГТМ, в т.ч. проведение ПТОС, СКО, ВИР и РИР;
- проектный срок разработки 64 года;
- накопленная добыча нефти – 1024 тыс.т;
- достижение КИН – 0.369.
Вариант 2 – представляет собой сумму вторых вариантов по объектам А2+А3+А4 и Б1+Б2 и первого по объекту C1t и предусматривает следующие мероприятия:
- общий фонд – 12 добывающих скважин и одна нагнетательная;
- бурение скв.68 в 2013 г.;
- бурение четырех боковых стволов из скв.№№ 17, 61, 63, 64;
- оснащение оборудованием для ОРЭ в четырёх скважинах (скв.63, 64, 65, 66);
- перевод под нагнетание скв.12;
- выполнение различных ГТМ, в т.ч. закачка составов, содержащих полимерные композиции, СКО, ВИР и РИР;
- проектный срок разработки 60 лет;
- накопленная добыча нефти – 1033 тыс.т;
- достижение КИН – 0.372. [13]
2.3 Анализ применения поверхностно-активных веществ для увеличения нефтеотдачи пластов (Вишенское месторождение)
Одним из методов повышения нефтеотдачи пластов, способствующих снижению межфазного натяжения, увеличению эффективной проницаемости по нефти, отмыву пленочной нефти, гидрофилизации поверхности горной породы являются технологии с применением поверхностно-активных веществ (ПАВ).
Применение ПАВ как перспективного реагента для ПНП стало возможным после опубликования результатов экспериментальных и промысловых испытаний в США в 40-х гг. XX в. по использованию данных добавок при заводнении нефтяных пластов. Неопровержимым достоинством их внедрения является сохранение фильтрационных свойств продуктивных коллекторов и отсутствие негативного влияния на процессы транспортировки и подготовки нефти. В Российской Федерации большой объем внедрения технологий с применением ПАВ различной концентрации осуществлен на месторождениях Башкортостана, Татарстана и Западной Сибири. Так, например, на Ромашкинском месторождении за счет внедрения водо- и маслорастворимых ПАВ добыто 2,9 млн т нефти. Эффективной оказалась также закачка водорастворимых ПАВ для первичного вытеснения нефти на терригенном коллекторе Ромашкинского месторождения – в среднем около 60 т дополнительно добытой нефти на одну тонну реагента. [10]
Известен опыт применения анионных ПАВ в составе ASP-технологии (химическое заводнение пласта трехкомпонентной смесью) на истощенном участке Западно-Салымского месторождения в Ханты- Мансийском автономном округе–Югре. В результате на опытном участке месторождения удалось достичь коэффициента извлекаемой нефти в 69 %, из них эффект от применения ASP-заводнения – 17 %. Таким образом, задача исследования ПАВ как технологии для повышения нефтеотдачи пластов представляется актуальной, потому как рост КИН хотя бы на несколько десятых долей процента позволит существенно нарастить объемы дополнительно добываемой нефти [11].
К основным факторам, влияющим на успешность применения какого-либо раствора ПАВ, можно отнести: геологическое строение продуктивных пластов, геолого-физические характеристики пород-коллекторов, текущее и энергетическое состояние объекта разработки, а также опыт использования конкретной технологии. Также необходимо принять во внимание, что правильный выбор технологии с учетом индивидуальных особенностей пласта, а также воздействие в необходимый момент времени приводят к существенному росту успешности реализации методов увеличения нефтеотдачи (МУН) и повышению эффективности разработки месторождения [13].
Эффективность использования ПАВ в качестве повышения нефтеотдачи может быть существенно увеличена путем понимания соответствующего подхода по их подбору. Таким образом, настоящая работа посвящена формированию подхода исследования ПАВ с целью повышения нефтеизвлечения для пластов месторождений Мелекесского района Ульяновской области.
Для проведения исследований были выбраны составы: Неонол АФ 9-6, Atren SA-1, Биксол, Сульфен-35, ОП-10. Подбор данных видов ПАВ производился исходя из опыта проведения мероприятий на месторождениях Удмуртской Республики, а также был учтен отечественный и зарубежный опыт использования ПАВ как метода увеличения нефтеотдачи [14].
Свойства составов были исследованы и проанализированы в зависимости от их областей применения по отношению к карбонатным коллекторам месторождения А (верейско-башкирский объект). Выбор данного месторождения обусловлен тем, что данный объект вступил в позднюю стадию разработки, а также характеризуется образованием многочисленных застойных зон, тупиков, слабо вырабатываемых участков и слоев с отличающимися по объемам значениями остаточных запасов нефти и промытых зон. Основные геолого-физические характеристики исследуемого объекта представлены в таблице 1.
Таблица 1. Основные геолого-физические характеристики исследуемого объекта
| Параметр | Месторождение А (верейско-башкирский объект) |
| Средняя глубина залегания, м | - 1043 |
| Пористость, % | 16,0 |
| Проницаемость, мД | 121 |
| Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м | 7,9 |
| Коэффициент песчанистости, д. ед. | 0,39 |
| Коэффициент расчлененности, д. ед. | 10,33 |
| Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа•с | 33,5 |
| Минерализация воды, г/л | 249,7 |
| Газосодержание,  /т | 11,3 |
| Начальное пластовое давление, МПа | 11,9 |
| Начальная пластовая температура ,ᵒС | 25,7 |
2.4 Лабораторные исследования водных растворов ПАВ
Методология подбора ПАВ состояла из следующих этапов:
- изучение российского и зарубежного опыта применения ПАВ для увеличения нефтеотдачи;
- оценка физико-химических и технологических свойств ПАВ в соответствии с требованиями Положений предприятия-недропользователя;
- оценка нефтевытесняющей способности ПАВ стандартизируемым методом на фильтрационной установке и экспресс-методом;
- расчет технологических и экономических показателей проекта.
Проведен комплекс исследований в свободном объеме, включающий в себя оценку внешнего вида состава ПАВ; определение физико-химических свойств реагентов (плотности, температуры застывания, массовую долю активного вещества); определение стабильности ПАВ при воздействии с пластовыми флюидами (вода и нефть обозначенных объектов); определение технологических свойств составов в условиях проведения работ (коррозионная агрессивность раствора ПАВ). Результаты исследований представлены в таблице 2.
Таблица 2 – Результаты исследований в свободном объеме, включающий в себя оценку внешнего вида состава ПАВ
| Параметр | Неонол АФ 9-6 | Atren SA-1 | Биксол | Сульфрен-35 | ОП-10 |
| Внешний вид | Однородная не расслаивающаяся на фазы бесцветная жидкость, без взвешенных и оседающих частиц | ||||
| Температура застывания, ᵒС | -15 | Менее -50 | Менее -50 | -25 | -15 |
| Плотность, г/см3 | 1,045 | 0,957 | 1,008 | 1,048 | 1,089 |
| Массовая доля активного вещества, % | 93,06 | 32,89 | 32,34 | 10,71 | 10,20 |
| Коррозионная агрессивность раствора ПАВ, г/см3•час | 0,032 | 0,025 | 0,015 | 0,028 | 0,018 |
Окончание таблицы 2
| Совместимость раствора ПАВ с нефтью | Совместимо | |
| Совместимость раствора ПАВ с пластовой водой | Наличие геля | Совместимо |
Процесс исследования совместимости ПАВ с пластовой водой заключался в следующем. Для испытания готовили 0,1; 0,5; 1,0; 2,0 % растворы ПАВ в минерализованной пластовой воде месторождения А. Выдержка растворов ПАВ после приготовления производилась в течение 24 часов. Изготовленный состав удовлетворяет условиям, если после взаимодействия с пластовой водой не происходит выпадения осадка и расслоения. На основании проведенных исследований отмечается образование прозрачного раствора со всеми исследуемыми ПАВ кроме Неонол АФ 9-6, где наблюдается наличие геля. Процесс исследования совместимости нефти и ПАВ заключался в приготовлении растворов ПАВ аналогичной концентрации и выдерживании их в течение суток после перемешивания с нефтью. По результатам исследований все исследуемые составы признаны совместимыми, расслоений и осадков не выявлено [15].
Далее производилось вычисление межфазного натяжения растворов ПАВ на границе с нефтью. Определение поверхностного натяжения производилось с помощью специального прибора – сталагмометр «Рубин-02 А». Значения межфазного натяжения определялись согласно методу отрыва капели по ГОСТ Р 50097-92. Результаты исследований межфазного натяжения представлены на рисунке 17.
Рисунок 17 – Зависимость межфазного натяжения от концентрации ПАВ в растворе
На основании анализа графиков зависимости межфазного натяжения от концентрации ПАВ установлено, что в растворах всех исследуемых ПАВ существует некоторая насыщенность, после достижения которой при добавлении в состав ПАВ плотность вещества на границе раздела фаз остается постоянной – это критическая концентрация мицеллообразования (ККМ). Эта концентрация поверхностно-активных веществ является достаточной для достижения эффекта снижения межфазного натяжения на границе нефть/раствор ПАВ. По результатам исследований границы раздела фаз установлено, что растворы ПАВ в рабочих концентрациях обеспечивают снижение поверхностной энергии на границе с нефтью более чем на 30 % по сравнению с силой натяжения без применения реагента .
С целью определения основных коллекторских свойств горных пород фильтрационные исследования образцов керна производились с учетом термобарических условий залегания данных пород на установках УИК-5ВГ и AFS-300. При проведении фильтрационных испытаний использовались карбонатные образцы керна с эффективной проницаемостью по нефти в диапазоне от 63,4·10–3 до 541,7·10–3 мкм2. Последовательность выполнения работ на фильтрационной установке тестируемых растворов следующий: