Файл: Анализ эффективности методов интенсификации притока жидкости к скважинам на.pdf

12
1 Общая характеристика и геологические особенности Западно-

13 выработкой. Объемы добычи нефти насосным методом превышает объемы, добываемые фонтанным методом, отчего возникает проблема старения месторождений, так как основная часть сырья добывают из давно открытых и разработанных скважин. Новые же промыслы характеризуются более низкими объемами добычи.
В Западно-Сибирском бассейне открыто более 500 месторождений нефти, газа и газоконденсата. Газоконденсатные и газовые месторождения в основном расположены в северной части региона, в районе Уренгойской рифтовой системы фундамента, а нефтяные – в центральной и западной части, которая примыкает к Приуральской. Установленная нефтегазоносность в основном контролируется положительными структурами разных порядков. Сходные по литофациальным условиям пласты содержат в одних районах газ, в других – нефть. В качестве примера можно привести нижнемеловые отложения
(мегионская, вартовская свиты, ачимовская толща), юрские отложения
(тюменская свита). Доказанная нефтегазоносность находится в диапазоне от верхней части палеозойских отложений до туронского яруса включительно.
Большая часть залежей сосредоточена в юрском и меловом комплексах.
Покрышкой для юрского комплекса является полудинская серия глинистых пород келловейско-готеривского возраста, которая имеет толщину от
300 до 700 метров и содержит 10% проницаемых пород. В ней выделяют два объекта нефтегазоносности: известковые песчаники ачимовской толщи и карбонатно-кремнисто-глинистые битуминозные породы баженовской толщи.

14
Рисунок 1.2 – Схематическое изображение нефтегазоносных объектов осадочного чехла Западно-Сибирской плиты
На рисунке 1.2 I – коллекторы; II – нетрадиционные коллекторы; III – флюидоупоры; IV – породы фундамента; V – название региональных нефтегазоносных комплексов. Цифрами на схеме обозначены: 1 – покрышка мелового комплекса; 2 – меловой комплекс: 2.1 – осложненная часть, 2.2 – неосложненная часть; 3 – покрышка юрского комплекса; 4 – юрский комплекс.
Вместилищем скоплений нефти и газа являются юрско-валанжинские преимущественно литокластические и аркозные песчаники. В Среднем Приобье в районах развития региональной покрышки комплекс делится на подкомплексы
– верхнеюрский (верхневасюганский) с пластом Ю
1
и нижне-среднеюрский
(тюменский) с пластами Ю
2
, Ю
3
, …, Ю
n
. Верхние горизонты содержат 80% залежей.
Покрышка мелового комплекса представлена дербышинской серией преимущественно глинистых пород толщиной от 500 до 800 метров. Данный комплекс рассечен двумя наиболее крупными региональными покрышками: реннеаптской (кошайской) и альбской (хантымансийской) того же состава.

15
Верхние горизонты мегионской, вартовской, танопчинской свит и их литологических аналогов сложены толщами кварц-полевошпатовых песчано- алевритовых коллекторов, в них сосредоточены литологические, пластовые, пластово-сводовые и массивные залежи.
Осложненной частью является зона латерального сочленения глинистых пород покрышки юрского комплекса с песчано-алевритовыми коллекторами мелового. Данная часть делится на верхневаланжинский, нижнеготеривский, верхнеготерив-барремский региональные нефтегазовые комплексы (РНГК), которые иногда объединяются в верхненеокомовый подкомплекс.
Верхние горизонты в западных районах развития нижней глинистой части хантымансийской свиты соответствуют аптскому РНГК. В районах ее отсутствия верхняя часть комплекса образует почти километровую толщу с обширными залежами газа в кровле в сеноманских отложениях. Большинство месторождений формируются и в настоящее время. Процесс образования залежей во многом зависит от седиментационных факторов, которые определяют количество, распределение глинистых пород и соотношение глинистых и песчаных пачек, с которыми связана нефтегазоносность и масштабы концентрации и распределения углеводородов; значительное влияние также оказывают пластовые температура и давления.
Для Западной Сибири также характерна фациальная и литологическая изменчивость коллекторов, что значительно усложняет процессы исследования и разработки данных залежей [2]. В пределах данного района фильтрационно- емкостные свойства коллекторов, а также свойства флюидов отличаются многообразием и варьируются в зависимости от месторождения и продуктивного горизонта.
Так, например, для верхней юры продуктивного пласта Соснинско-
Советского месторождения эффективная мощность находится в пределах 13-33 метров, а плотность нефти составляет 0,654 г/см3, а для залежи в средней юре на глубине 2469-2572 метров плотность нефти составляет 0,829 г/см3, а содержание серы в ней составляет 0,12%. Для залежей Шаимского (Трехозерного)

16 месторождения характерно следующее: пористость песчаников бата изменяется в пределах от 2 до 7%, а проницаемость – от 0,1 до 145 мД; открытая пористость келловей-кимериджского пласта изменяется от 3,5 до 30-35%, а проницаемость лежит в пределах от 0,1 до 1300 мД, плотность нефти для данного пласта составляет 0,827-0,858 г/см
3
, содержание серы составляет 0,32-0,64%, а силикагелевых смол – 4,8-11,1%. Для Талинского месторождения открытая пористость принимает значения от 17,5 до 18,0%, проницаемость в отдельных зона достигает 1,3-3,5 Д, плотность нефти составляет 0,62-0,70 г/см3, содержание парафинов составляет 3,5%, серы – 0,2%, а смол и асфальтенов – в среднем 4,0%
[3].

17
2 Теоретический обзор методов интенсификации притока на
месторождениях Западной Сибири
2.1 Обоснование применения методов интенсификации
Состояние призабойной зоны пласта является определяющим фактором в процессе разработки, а также влияет на возможность регулирования процесса фильтрации в нефтяном пласте. Ухудшение фильтрационно-емкостных характеристик пород в призабойной зоне является одной из главных причин снижения продуктивности скважины. Ухудшение фильтрационно-емкостных характеристик пород может происходить в результате первичного и вторичного вскрытия пласта, глушения скважины в процессе ремонтных работ, которые могут сопровождаться вымыванием мелких частиц в поры и трещины горной породы, выпадением асфальтосмолопарафиновых отложений, солей и т.д. На месторождениях Западной Сибири, вследствие содержания глинистого цемента при проведении фильтрации через образцы пород происходит снижение проницаемости в среднем на 30 – 50% по сравнению с водами подземных горизонтов.
В результате роста доли трудноизвлекаемых запасов нефти, относящихся к низкопроницаемым коллекторам, а также техногенного воздействия в процессе ввода данных объектов в разработку, вопрос применения методов воздействия на призабойную зону становится все более актуальным.
Напрямую на продуктивность скважины влияют два наиболее важных параметра – давление на забое и скин-эффект. Чем ниже забойное давление, тем больше дебит скважины. Однако, слишком большая депрессия – разность между пластовым и забойным давлением – оказывает отрицательный эффект, так как приводит к выпадению АСПО и способствует образованию турбулентного течения жидкости. Скин-эффектом называется дополнительное падение давление на стенке скважины, прибавляемое к основному перепаду давления, вызванного нестационарной фильтрацией в пласте. Безразмерная величина, называя скин-фактором, характеризует степень загрязнения призабойной зоны, который принимает отрицательные значения в случае улучшения состояния

18 призабойной зоны и положительные значения в случае ухудшения. Именно методы интенсификации притока направлены на восстановление и увеличение проницаемости призабойной зоны.
На месторождениях страны широко применяются разнообразные методы воздействия на призабойную зону пласта, однако их успешность составляет не более 80%, а в трети скважин затраты на проведения операций превышают стоимость дополнительной добычи нефти. Это связано с тем, что при проведении определенного метода обработки призабойной зоны не до конца учитываются все механизмы воздействия на коллектор. [4]
Конкретный выбор метода зависит от естественных и термодинамических свойств и состояния призабойной зоны скважины, литологического состава пород, а также от систематически обновляемого анализа изменения свойств пласта.
В таблице 2.1 представлена классификация видов воздействия на призабойную зону пласта [5].
Таблица 2.1 – Распределение методов интенсификации добычи нефти
Методы интенсификации вызова притока нефти
Химические Механические Тепловые
Физические
Комплексные
Соляно- кислотные обработки
Кумулятивны е перфорации
Электро- тепловая обработка
Виброволнов ое воздействие
Виброволновое воздействие с освоением
Пенокислот ные обработки
Гидравлическ ий разрыв пласта
Термоакуст ическое воздействи е
Акустическо е воздействие
Водоизоляция и виброволновое воздействие
Глинокисло тные обработки
Сверлящие перфорации
Прогрев
ПЗП паром
Ультразвуко вое воздействие
Ультразвуковое воздействие с освоением
Обработки с растворител ями и кислотами
Имплозионны й метод очистки забоя и пласта
Термокисл отные обработки
Электроразр ядное воздействие
Термогазохими ческое воздействие

19
2.2 Химические методы интенсификации притока
Методы химического воздействия на призабойную зону пласта основаны на свойстве горных пород взаимодействовать с определенными химическими веществами, а также на свойствах некоторых веществ влиять на поверхностные и молекулярно-капиллярные связи в поровом пространстве пород. Они могут применяться для терригенных и для карбонатных коллекторов.
Методы химического воздействия на пласт позволяют:
 очистить и расширить каналы для движения флюида из пласта к скважине;
 образовать новые каналы путем растворения входящих в состав породы минералов;
 изменить фазовую проницаемость пласта.
К наиболее распространенным методам относятся:
 солянокислотная обработка пласта;
 глинокислотная обработка пласта;
 обработка угольной, серной, сульфаминовой кислотами;
 обработка растворами ПАВ;
 обработка ингибиторами гидратообразования. [6]
При проведении кислотных обработок рабочий раствор кислоты закачивается в пласт при давлении ниже давления разрыва пласта. Стоит отметить, что высока эффективность кислотных обработок характерна лишь при проведении первых двух-трех операций для данного участка, увеличение количества операций на скважине приводит к постепенному снижению эффективности.
Характер проведения работ по химической обработке и эффективность результата связаны с состоянием призабойной зоны до обработки, геолого- физической характеристикой коллектора и свойствами рабочих растворов.
Процесс химического взаимодействия растворов кислот с породами и время нейтрализации кислот зависят от следующих параметров: пластовые давление и