|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
|
|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
Рекомендовано к печати Редакционно-издательским советомСтр 1 из 24Следующая ⇒
Издательство ТПУ
УДК 622.276.4 Л 33 Ильина Г.Ф., Алтунина Л.К. Л 33 Методы и технологии повышения нефтеотдачи для коллекторов Западной Сибири: Учебное пособие. - Томск: Изд-во ТПУ, 2006.-166с.
Приведены и описаны основные показатели эффективности вытеснения нефти из пористой среды водой и растворами композиций химических реагентов, изложены основные факторы, влияющие на нефтеотдачу. Рассмотрены методы интенсификации притока жидкости, применяемые для коллекторов Западной Сибири. Все методы извлечения остаточных запасов нефти могут применяться в виде различных модификаций. Они сопровождаются сложнейшими физико-химическими, газодинамическими, микробиологическими, гравитационно-сейсмическими процессами, что требуют широких всесторонних исследований этих методов и их промысловых испытаний перед их промышленным применением. Учебное пособие предназначено для студентов направления 130500, 130300 “Нефтегазовое дело”, ”Прикладная геология”, специальности 130503, 130304 “Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений”, “Геология нефти и газа“. УДК 622.276.4
Рекомендовано к печати Редакционно-издательским советом Томского политехнического университета Рецензенты Главный научный сотрудник, кандидат физико-математических наук, департамент геологии и разработки ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» В.Н. Панков Директор ТФ ФГУП ( СНИИГиМС ), к.г.-м.н, профессор В.Е.Пешков
© Томский политехнический университет, 2006 © Оформление. Издательство ТПУ, 200 Принятые сокращения
ВВЕДЕНИЕ
На протяжении многих лет одной из проблем нефтедобывающей промышленности является увеличение объема извлекаемой нефти из продуктивных пластов и темпов разработки нефтяных залежей. Эффективность работы добывающих и нагнетательных скважин во многом определяют характер выработки нефтяных пластов. Качественная и бесперебойная эксплуатация скважин зависит от геологических и технологических факторов. Под этим понимается эксплуатация их с дебитами нефти, равными потенциальным возможностям пласта при полном его охвате процессом фильтрации. В настоящее время в разработке находится большое количество месторождений, представленных низко проницаемыми коллекторами или коллекторами с различной проницаемостью. Нагнетаемая в пласт вода прорывается к забоям добывающих скважин по высоко проницаемым прослоям и зонам, оставляя не вытесненной нефть в малопроницаемых слоях и зонах пласта. В условиях прогрессирующего роста обводненности добываемой продукции и высокой выработки запасов все большее значение приобретают методы увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов. За последние годы на месторождениях ряда нефтяных компаний Западной Сибири было испытано более 40 технологий и их модификаций с целью воздействия на пласт и призабойную зону скважины. С каждым годом возрастает количество скважино-операций, направленных на повышение нефтеотдачи пластов, результатом чего является увеличение дополнительно добытых объемов нефти. Все методы извлечения остаточной нефти после заводнения могут применяться в виде различных модификаций. Они сопровождаются сложнейшими физико-химическими, газодинамическими, микробиологическими, гравитационно-сейсмическими процессами, что требуют широких всесторонних исследований методов и их промысловых испытаний перед их промышленным применением. Из продуктивных пластов на поверхность извлекается только часть содержащихся в них запасов нефти. Объем извлекаемой части зависит от физических условий строения коллекторов, технологических и технических возможностей, экономических ограничений. Извлекаемая доля запасов нефти определяется коэффициентом извлечения нефти (КИН).
ТЕРМИНЫ, ПОНЯТИЯ. МЕТОДЫ увеличения нефтеотдачи И МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ В большинстве развитых нефтедобывающих стран сложилась практика, когда для целей повышения экономической эффективности разработки, снижения прямых капитальных вложений и возможности использования реинвестиций в разработку месторождений она осуществляется в три этапа. На первом этапе разработку месторождений проводят на дарованном природой естественном режиме, используя упругую энергию пласта, энергию растворенного газа, законтурных вод, газовой шапки, потенциальную энергию гравитационных сил. На втором этапе реализуются искусственные методы, дополняющие естественную пластовую энергию и механизмы первичной добычи – методы поддержания пластового давления путем заводнения (в различных модификациях). Метод заводнения в международной практике не считается методом увеличения нефтеотдачи. Не случайно синоним его названия – метод поддержания пластового давления. На третьем этапе повышение эффективности разработки месторождений предполагает применение методов увеличения нефтеотдачи, изменяющих природные силы в залежи с целью увеличения конечной нефтеотдачи. При реализации этих методов применяют рабочие агенты, повышающие охват залежи разработкой и эффективность вытеснения остаточной нефти из пластов после извлечения из них нефти на первых двух этапах разработки. Данные методы включают: - физико-химические (заводнение с применением поверхностно-активных веществ, полимерное заводнение, мицеллярное заводнение и т.п.); - газовые (закачка УВ-газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов); - тепловые (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций); - микробиологические (введение в пласт бактериальной продукции или ее стимуляция непосредственно в нефтяном пласте). По мере развития технологий методов увеличения нефтеотдачи стали использовать «улучшенные методы повышения нефтеотдачи», которые предполагают комбинирование элементов перечисленных выше четырех групп МУН, а также использование современных технических средств и технологических способов повышения нефтеотдачи, например, горизонтальных скважин. Самостоятельное применение горизонтальных скважин является не методом повышения нефтеотдачи, а способом интенсификации добычи нефти, не приводящим к повышению нефтеотдачи. В общем случае к «улучшенным МУН» можно отнести методы, при реализации которых применяют различные технологии и средства повышения охвата залежи процессом вытеснения нефти, в том числе оптимизацию (уплотнение) сетки скважин, изменение направления фильтрационных потоков, выравнивание профиля вытеснения, барьерное заводнение и пр. Таким образом, к методам увеличения нефтеотдачи (МУН) следует относить только методы, позволяющие повысить объем извлекаемой нефти, добываемой за счет дополнительного дренирования той части залежи, которая не охватывается разработкой при естественном режиме эксплуатации. Принципиальным в этом определении является обращение к геологическому понятию залежь – замкнутой нефтесодержащей емкости, представляющей собой в данном случае геологически обоснованный единый объект подсчета геологических запасов и единый самостоятельный объект разработки. Методы стимуляции (воздействия на пласт) имеют цель интенсифицировать приток нефти из скважины, воздействуя на ограниченное пространство вблизи призабойной зоны пласта (ПЗП) или на некотором удалении от нее. В российской практике обычно не делают различия между методами воздействия на пласты (стимуляция притока, интенсификация добычи, воздействие на пласт) и МУН. В ряде случаев это делается преднамеренно, а часто – не видя принципиальной разницы между рассматриваемыми понятиями. За счет внедрения новых МУН в США в 2002 г. ожидалось дополнительно добыть 33, 4 млн.т нефти. За счет метода закачки пара, сохраняющего ведущее положение, предполагалось добыть дополнительно 18, 3 млн.т (54.7 % общего объема). За счет газовых методов, занимающих второе место, ожидалось получить дополнительно 14, 9 млн.т нефти (44.5 % общего объема). Из газовых методов эффективна закачка СО2 и УВ-газов. (Oil and Gas Journal, 2002). Таким образом, к МУН в США относят тепловые, химические и газовые методы увеличения нефтеотдачи (табл.1.1). Из них по масштабам добычи преобладают тепловые (55 %) и газовые (45 %) методы. Обращает внимание факт широкого применения газовых методов – закачки СО2 (63 %) и УВ-газов (32 %), не получивших должного развития в России. Статистические сведения по реализации МУН в России в отечественной печати отсутствуют, несмотря на многочисленные публикации во многих журналах и специальных информационных выпусках Таблица 1.1 Добыча нефти в США за счет МУН, млн.т
Причины здесь заключены не только в том, что отсутствует единая государственная статистическая отчетность по форме и в нефтедобывающих компаниях нет единого понимания содержания МУН. В условиях отсутствия официальных данных о реальных объемах МУН в последние годы можно судить по следующему анализу. Добыча нефти за счет МУН по России за 1992 г – 8.7 млн. т, в том числе за счет газовых методов – 0.5, термических – 1.5 и физико-химических – 6.7. Согласно (Халимов Э.М, Салманов Ф.К. и др., 2003 г.), добыча нефти за счет указанных трех методов увеличилась с 9.4 млн.т в 1995 г. до 16.8 млн.т в 2000 г. Вместе с тем наблюдается значительное увеличение масштабов применения методов интенсификации и форсирования добычи нефти, не увеличивающих охват пластов разработкой, а направленных на сокращение сроков выработки, следствием которых обычно являются увеличение потерь в пластах и снижение нефтеотдачи. Объем добычи нефти за счет увеличения объемов применения методов интенсификации возрос с 13.1 млн. т в 1995 г до 26.3 млн. т в 2000 г. Особенно растут масштабы применения гидроразрыва пласта и горизонтального бурения. Так, в ведущем нефтедобывающем регионе страны – Ханты-Мансийском АО-Югра – гидроразрыв пласта (ГРП) является одним из основных методов интенсификации, который обеспечивает 20 % текущей добычи по автономному округу. Основным критерием оценки эффективности ГРП является кратное увеличение добычи нефти. Для проведения ГРП выбираются, как правило, скважины с продуктивностью выше средней по действующему фонду. В результате по большинству из 9 тыс. скважин в Ханты-Мансийском АО-Югра, подвергнутых ГРП, при среднем объеме закачанного проппанта 7.7 т/скв. дебит жидкости после проведения ГРП увеличился в среднем в 3.7 раза, в том числе в 53 % скважин – от 2 до 10 раз по отношению к дебиту до обработки, а в 20 % - более чем в 10 раз. Такой подход имеет как следствие – увеличение неравномерности выработки пластов, повышение обводненности продукции, блокирование запасов в низко проницаемых зонах пластов. Вполне очевидно, что в слоистых пластах, неоднородных по своим коллекторским свойствам гидроразрыв, проявляющийся в пласте трещиной/трещинами, благодаря которым и увеличивается дебит жидкости, происходит в первую очередь в хорошо проницаемых и высокопористых разностях коллекторов. В то же время по низко проницаемым и низко пористым участкам слоистого пласта, отстающим в выработке, условия для фильтрации жидкости по-прежнему не меняются. В результате в слоистых и неоднородных пластах гидроразрыв приводит лишь к интенсификации отборов из относительно высоко проницаемых слоев и не увеличивает нефтеотдачу в целом по залежи, а при досрочном прекращении отборов вследствие высокого обводнения добываемой жидкости из скважин – и к потере нефти из-за одновременного отключения из эксплуатации низкопроницаемых зон, еще сохраняющих остаточные запасы нефти (Халимов Э.М, Салманов Ф.К. и др., 2003 г.).
Свойства нефти
Нефть является наиболее важным видом горючих природных ископаемых, отличающимся не только высокой калорийностью и теплотворностью (теплота сгорания ≈ 45 мДж/кг), но и низким содержанием загрязняющих примесей. Она легко транспортируется, а в процессе переработки дает широкий ассортимент полезных продуктов с различными физико-химическими свойствами. Нефть представляет собой маслянистую жидкость плотностью 0.77 – 0.97 г/см3 (чаще всего 0.82 – 0.92 г/см3), различной вязкости – от легко подвижного до вязко-пластичного состояния. В зависимости от состава нефть застывает при температуре от – 600 до +20 0С. Групповой углеводородный состав нефти отражает содержание трех основных классов углеводородов: парафиновых (алканы), нафтеновых (цикланы) и ароматических (арены). Обычно с увеличением температуры кипения фракций содержание парафиновых углеводородов убывает, нафтеновых возрастает – до температуры 3000-4000С, содержание ароматических углеводородов возрастает, достигая максимума в наиболее высококипящих фракциях. Особую роль играет содержание в нефти твердого углеводорода – парафина, который растворен в жидких углеводородах. Общее содержание твердого парафина в нефти различно: чаще до 10-15 %, но иногда его содержание ≥ 40 %. По содержанию парафина нефти подразделяют на малопарафинистые (менее 1.5 %), парафинистые (1.51 – 6, 0 %) и высокопарафинистые (более 6 %). Важной составной частью нефти являются смолы и асфальтены. Они содержат в своем составе сложные высокомолекулярные соединения. Молекулярная масса смол 500-1000, а асфальтенов – до 10000. Смолисто-асфальтеновые вещества практически не переходят во фракции нефти в процессе ее перегонки, а накапливаются в мазуте, откуда селективно извлекаются соответствующими растворителями. Из числа других соединений, кроме смол и асфальтенов, следует отметить различные кислоты и фенолы. Основную долю первых составляют нафтеновые кислоты с общей формулой CnH2n-1COOH (n=5-9). Они содержаться в количестве от следов до 3 %. Химический элементный состав нефти характеризуется наличием пяти базовых элементов – углерода, водорода, кислорода, серы и азота при резком преобладании первых двух. Содержание углерода колеблется в пределах 82 – 87 %, водорода 12 – 14 %. Максимальное содержание остальных трех элементов может в сумме доходить до 5 % (главным образом за счет серы), но обычно оно гораздо меньше. Сера, присутствующая в нефти, придает им нежелательные свойства, вызывая, в частности, коррозию применяемого оборудования. По содержанию серы нефти подразделяются на малосернистые (до 0.6 %), сернистые (от 0.61 до 1.8 %) и высокосернистые (более 1.8 %). Фракционный состав нефти отражает относительное содержание ее различных фракций, выкипающих в определенных интервалах температур. Обычно фракции подразделяют по следующим температурным интервалам начала и конца кипения: авиационный бензин 40–80 0С, автомобильный бензин 40–205 0С, керосин 200–300 0С, мазут 350 – 500 0С, гудрон выше 500 0С. Разгонкой мазута получают различные масляные фракции (дистилляты), которые отбирают уже не по температурам кипения, а по величине вязкости. Часто нефть из различных горизонтов одного и того же месторождения оказывается различной по составу. Изменение состава нефти происходит не только в условиях нефтяной залежи, но продолжается также в любых других условиях существования нефти: в процессе ее добычи, транспортировки и хранения, вплоть до переработки, когда она перестает быть природных объектом и распадается на ряд технических продуктов. Каждому изменению состава нефти, как правило, адекватно появление новых макрофаз в системе. Причем их количество и состав определяется не только составом самой нефти, но и физико-химическими условиями ее существования. Именно сложность состава и свойств нефти долгое время не позволяли провести строгую классификацию нефти, хотя такие попытки были неоднократно. Так, в 1931 г. ГрозНИИ разработал научную классификацию, по которой нефть делят на шесть типов: 1) парафиновые – в бензинах содержится не менее 50 %, а в маслах до 20 мас.% парафиновых углеводородов; 2) парафино-нафтеновые – со значительным содержанием нафтеновых углеводородов и небольшим – ароматических; 3) нафтеновые – во всех фракциях преобладают нафтеновые углеводороды (более 60 мас.%); 4) парафино-нафтено-ароматические – с примерно одинаковым содержанием углеводородов этих рядов; 5) нафтено-ароматические – с преобладающим содержанием нафтеновых и ароматических углеводородов; 6) ароматические – с высокой плотностью всех фракций и резко выраженным преобладанием в них ароматических углеводородов. Нефти делятся на классы (по содержанию серы), типы (по содержанию фракций, выкипающих до 350 0С), группы (по суммарному содержанию базовых масел), подгруппы (по индексу вязкости) и виды (по содержанию твердых парафинов). Используя данную классификацию, можно составить индекс для любой добываемой нефти. Характеризуя свойства нефти, проанализированной на поверхности, следует учитывать, что они существенно отличаются от параметров в пластовых условиях. Данное обстоятельство определяется, с одной стороны, давлением и температурой в недрах, а с другой, содержанием в нефти растворенного газа, которое может достигать 300-500 м3/м3, при обычном содержании 100-200 м3/м3. Значения объемного коэффициента пластовых нефти обычно лежат в пределах 1.2 – 1.8, возрастая по мере роста давления; плотность нефти в пластовых условиях колеблется от 0.4 до 0.8 г/см3.
Давление и температура Давление является весьма существенным фактором, имеющим большое значение для разработки месторождений. Давление в недрах обусловливается давлением породы и насыщающих ее жидкостей. Чем больше толщина породы, тем больше давление. Величину пластового гидростатического давления в недрах можно определить, пользуясь формулой: где pпл – пластовое гидростатическое давление; Н – глубина; ρ ж – плотность жидкости. При плотности воды, равной 1 г/см3, pпл = 0.1 Н. В нефтепромысловой практике принято пользоваться так называемым градиентом давления:
где gradР – градиент давления; pпл - пластовое давление; Нпл – глубина залегания пласта в скважине. Обычно величина градиента давления для залежей нефти с пластовым давлением, равным гидростатическому, изменяется в пределах 0.07 – 0.12 кгс/см2∙ м. Однако иногда отмечается аномально высокое пластовое давление, при котором градиент давления значительно превышает 0.12 кгс/см2∙ м и достигает больших значений (0.23-0.24 кгс/см2∙ м). Температура с глубиной повышается в соответствии с геотермической ступенью и геотермическим градиентом. Под геотермической ступенью понимают глубину, на которую нужно углубиться от пояса постоянной температуры, чтобы температура поднялась на 1 0С. Геотермическую ступень вычисляют по формуле:
где G – геотермическая ступень в м/0С; Н – глубина скважины в м; h – глубина слоя, имеющего постоянную температуру, в м; Т – температура на глубине Н, в 0С; t – средняя годовая температура воздуха в месте забора, в 0С. Повышение температуры на единицу длины называется геотермическим градиентом. Таким образом, геотермическая ступень и градиент являются обратными величинами. От пластовой температуры зависит вязкость нефти и, следовательно, интенсивность процессов обводнения и возможности применения методов увеличения нефтеотдачи.
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ Размещение скважин Под размещением скважин понимают сетку размещения и расстояния между скважинами (плотность сетки), темп и порядок ввода скважин в работу. Системы разработки подразделяют на следующие: с размещением скважин по равномерной сетке и с размещением скважин по неравномерной сетке (преимущественно рядами). Различают: равномерную сетку и неравномерную (преимущественно рядами) сетку с размещением скважин. Размещение скважин по равномерной сетке различают: по плотности сетки, по темпу ввода скважин в работу, по порядку ввода скважин в работу. Сетки по форме бывают квадратными и треугольными. При треугольной сетке скважин располагается больше, чем при квадратной (на 15 %). Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеносности к числу скважин. Практикой разработки установлено, что в реальных неоднородных пластах плотность сетки оказывает влияние на нефтеотдачу пласта. Неоднородный пласт (прерывистость, наличие линз). Наибольшее влияние играет плотность в размере 25-30 га/скв (1 га – 10 000 м2), или (25-30)·104 м2/скв. По темпу ввода скважин различают одновременную и замедленную системы разработки. Одновременная система – все скважины вводят в течение от 1 до 3 лет. Замедленная система – ввод скважин в разработку более 3 лет. Применение равномерной сетки целесообразно при работе пласта с неподвижными контурами нефтеносности, т.е. при равном распределении пластовой энергии. Размещение скважин по неравномерной сетке – это выдержанные расстояния между рядами и между скважинами в рядах и с уплотнением центральной части месторождения. Такие системы применяют, когда режим водогазонапорный, напорно-гравитационный и смешанный. Пример – Туймазинское месторождение: 500 м между рядами и 400 м между скважинами в рядах.
Источники обводнения Высокие темпы добычи нефти заводнением на нефтяных месторождениях и геолого-геофизические особенности строения продуктивных пластов приводят к интенсивному и быстрому обводнению добываемой продукции скважин задолго до достижения потенциально возможного уровня добычи нефти. При этом, наряду с закономерным обводнением, значительная часть скважин обводняется преждевременно из-за прорыва вод по высокопроницаемым пропласткам эксплуатируемого объекта, нарушения герметичности заколонного пространства в интервале продуктивных пластов, подтягивании конусов подошвенной воды. Кроме того, многие залежи нефти приурочены к водонефтяным зонам, где из скважин с первых же дней эксплуатации отбирают обводненную продукцию. Фонд таких скважин уже на начальных стадиях разработки составляет 15 - 20 % и более. В результате в среднем почти в 2 раза увеличиваются темпы обводнения разрабатываемых месторождений, резко сокращаются сроки их безводной эксплуатации. Несмотря на различие факторов обводнения, прорыв воды в добывающую скважину всегда приводит к снижению конечной нефтеотдачи пластов вследствие снижения пластового давления, т.е. пластовой энергии. Нарушение герметичности эксплуатационной колонны, вследствие ослабления резьбовых соединений, коррозийного разрушения, прожога электрическим током, механического повреждения труб при ремонтных работах и других нарушений крепи скважины выше продуктивного интервала перфорации, приводит к преждевременному обводнению нефтесодержащих пластов верхними водами, не участвующими в вытеснении нефти. Попадание их в скважину, с одной стороны, приводит к росту энергетических затрат на отбор из скважины посторонней воды, с другой стороны, эта вода, проникая в продуктивный пласт, ухудшает условия притока нефти из продуктивного пласта, снижает фазовую проницаемость для нефти. В связи с этим ограничение водопритоков в скважины необходимо начинать в процессе строительства скважины путем обеспечения надежной крепи и качественного разобщения продуктивных пластов. Нарушения герметичности эксплуатационной колонны устраняют с помощью установки перекрывающих устройств, смены труб и применением специальных герметиков и в связи с этим в этом пособии подробно не рассматриваются. При низком качестве разобщения пластов, возникающем из-за нарушения герметичности как самого цементного камня, так и контакта его с обсадными трубами или стенкой скважины, к вышеописанным негативным факторам добавляются возникающие перетоки жидкостей между пластами, которые приводят не только к резкому снижению производительности добывающей скважины по нефти, но и отражаются на конечной нефтеотдаче пластов из-за возможного оттока нефти из призабойной зоны скважины. Нередко приток воды из-за заколонных перетоков в несколько раз превышает приток жидкости из продуктивного пласта. Традиционно для восстановления разрушенного цементного камня применяют заливку цементным раствором, однако данное мероприятие неизбежно приводит к негативному воздействию на призабойную зону скважины. Еще одной причиной поступления воды в скважину является подтягивание конусов подошвенной воды (рис. 4.1). Создающаяся вокруг ствола скважины зона пониженного давления способствует поступлению воды к отверстиям перфорации, несмотря на то, что на удалении от скважины общее положение водонефтяного контакта значительно ниже. По мере продолжения форсированного отбора жидкости из скважины конус подошвенных вод поднимается все выше и может полностью перекрыть приток нефти из пласта.
Рис. 4.1. Образование конуса подошвенных вод в скважине. 1 – нефтенасыщенная часть пласта, 2 – водонасыщенная часть пласта, 3 – интервал перфорации Особенно легко создаются конусы воды в однородных по проницаемости пластах и при большей разности вязкостей нефти и пластовой воды, причем конусы воды возникают тем быстрее, чем больше вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды. Анизотропия пласта, когда проницаемость по наслоению значительно выше проницаемости перпендикулярно слоистости, и небольшая разность вязкости нефти и пластовой воды затрудняют образование конусов подошвенной воды, а наличие даже очень незначительного по мощности прослоя глинистой породы, если он не нарушен бурением, может вообще предотвратить возникновение конуса воды. Таким образом, возможность образования конусов воды в значительной степени зависит от свойств нефти и воды в пластовых условиях, степени анизотропии пласта, наличия или отсутствия прослоев непроницаемых пород в разрезе продуктивного пласта и темпа разработки пласта. Наиболее эффективным способом борьбы с поступлением в скважину воды из-за конусного обводнения является создание непроницаемого экрана в области ВНК. Для этого могут применяться разнообразные полимерные, полимердисперсные, полимергелевые, волокнисто-дисперсные системы, позволяющие создать достаточно протяженный экран для продвижения воды. Для большей прочности вблизи ствола скважины этот экран обычно докрепляется отвержающимися материалами – цемент, АКОР и т.п. Размеры экрана определяются в зависимости от толщины пласта, вязкости нефти, ширине зоны перфорации и т.п. Для преодоления негативных последствий преждевременного прорыва воды по высопроницаемым интервалам, как правило, применяется два подхода. Первый из них основан на закачке в нагнетательные скважины составов, образующих в пластовых условиях нерастворимую систему (осадок, гель), препятствующую движению воды. При закачке подобные составы в первую очередь поступают в наиболее проницаемые интервалы и, как следствие, именно они подвергаются наибольшему тампонированию. Кроме того, это приводит к перераспределению фильтрационных потоков в пласте и вовлечению в разработку ранее слабо дренируемых зон пласта. Часто подобные технологии называют потокоотклоняющими. Для этого может использоваться множество химических материалов – полимерные композиции, как в чистом виде, так и с наполнителями, волокнисто-дисперсные системы, резиновая крошка, жидкое стекло, вязкие нефти, нефтекислотные системы, кремнийорганические продукты и многие другие. Другой подход основан на гидрофобизации пород призабойных зон добывающих скважин. Это приводит к изменению фильтрационной способности для нефти и воды и таким образом в призабойной зоне образуется своего рода гидрофобная мембрана, хорошо пропускающая нефть и плохо – воду. Применение осадко- или гелеобразующих составов при таком типе обводнения в добывающих скважинах малоэффективно, поскольку блокированные зоны высокопромытых интервалов легко обходятся водой и эффект оказывается низким. Кроме того, применение таких составов может снижать проницаемость пласта вблизи добывающей скважины, что отрицательно сказывается на дальнейшей эксплуатации скважины. Применение же гидрофобизаторов позволяет воздействовать на всю вскрытую перфорацией толщину пласта, приводя к гидрофобизации как пород промытых водой зон, так и нефтенасыщенных интервалов. негативного воздействия на фильтрацию нефти через ПЗП при этом не происходит. Наиболее эффективно блокируется продвижение воды по высокопроницаемым промытым интервалам при комбинированном применении обоих подходов – комплексным воздействием одновременно на нагнетательные и добывающие скважины. Нередко продуктивный пласт представляет собой чередование пропластков с различной проницаемостью. Это приводит к разной скорости обводнения пропластков и одновременному поступлению в скважину воды и нефти по пропласткам с различной проницаемостью. В этом случае возникает необходимость отключения из разработки обводненных пластов и пропластков на основе избирательного снижения проницаемости пласта относительно воды. Необходимо отметить, что интенсивность обводнения скважин закачиваемыми водами значительно выше, чем обводнение пластовой водой. Причем рост этого показателя связан не с увеличением числа обводненных скважин, а с повышением содержания в них воды. Классификация методов ограничения водопритока. Применяемые технологии ограничения притока вод в скважины в зависимости от характера влияния закачиваемой водоизолирующей массы на проницаемость нефтенасыщенной части пласта, вскрытого перфорацией, разделяются на селективные и неселективные. Такое разделение определяется физико-химическими свойствами материала. Неселективные методы изоляции (НСМИ) – это методы, использующие материалы, которые независимо от насыщенности среды нефтью, водой и газом образуют экран, не разрушающийся со временем в пластовых условиях. Основные требования при НСМИ – точное выделение обрабатываемого обводненного интервала и исключение снижения проницаемости продуктивной нефтенасыщенной части пласта. Для этого в основном используются цементы, пеноцементы, полимерцементы, технические устройства типа разбуриваемых пакеров и перекрывающих устройств. В данном пособии неселективные методы ограничения водопритока подробно не рассматриваются, а основное внимание будет уделено селективным методам изоляции вод. Селективные методы изоляции (СМИ) – это такие методы, когда используют материалы, которые закачивают во всю перфорированную часть пласта. При этом образующийся осадок, гель или отверждающееся вещество увеличивают фильтрационное сопротивление только в водонасыщенной части пласта, а закупорки нефтяной части пласта не происходит. Селективное воздействие химических продуктов основывается на различии физико-химических свойств пластовых жидкостей (нефти и воды) и физико-геологических особенностях строения продуктивного объекта, определяющих гидродинамическую обстановку коллектора[7, 13].
Полимеры Популярное:
|
Последнее изменение этой страницы: 2016-05-30; Просмотров: 906; Нарушение авторского права страницы
6
, (2.11)
, (2.12)
, (2.13)