Автореферат (1172959), страница 8
Текст из файла (страница 8)
Расчеты автора показывают, что извлечение нефти засчет гравитации через толщу воды из погребенных разуплотненных зон потребуетдлительного времени – до 90 лет.В восьмой главе рассмотрено применение МУН для СПО. Анализ мировойи отечественной практики применения методов повышения нефтеотдачи для месторождений, относящихся к категории СПО, показывает существенно меньшуюих эффективность, чем для традиционных и прежде всего терригенных коллекторов. Вместе с тем, увеличение доли СПО в балансе запасов стимулирует исследования и применение таких новых технологий.Рассмотрены примеры технологий, с исследованиями которых в лабораторных и промысловых условиях, автор был непосредственно связан в течение нескольких лет. К ним относятся:– применение ионно-модифицированной воды для заводнения карбонатныхколлекторов,– нестационарное заводнение и оптимизация темпа отбора жидкостив трещинно-поровых коллекторах,Автором в составе исследовательской группы были проведены фильтрационные эксперименты по использованию ИМВ для вытеснения нефти.
Проницаемость для воды в процессе циклической прокачки постепенно возрастаети сопровождается довытеснением нефти. Увеличение коэффициента вытесненияпри принудительной фильтрации с применением ИМВ происходит постепенно.При этом при прокачке пластовой воды после ИМВ увеличение коэффициентавытеснения составляет 0,02 и более. В каждом следующем цикле эффект умень35шается.
Отмеченное создает предпосылки для применения ИМВ в качестве метода обработки призабойной зоны добывающих скважин.Тем не менее, эффективность технологии в значительной мере зависит отконкретных геологических условий. Это иллюстрируется примером использования ИМВ, приготовленного по рецептуре, предложенной Университетомг. Ставангера, в условиях залежей нефти Центрально-Хорейверского поднятия,насыщенных тяжелыми, битуминозными, сернистыми нефтями, в сложных порово-кавернозно-трещиноватых карбонатных коллекторах, с преимущественно гидрофобной смачиваемостью, с низкими значениями (0,4) коэффициента вытеснения нефти водой и быстрым прорывом воды к добывающим скважинам.
Дляанализа использовалась высокопроизводительная скважина 2205 Висового месторождения. Результаты промыслового эксперимента показали недостаточную эффективность использования данной композиции ИМВ в этих условиях. Объяснением было то, что концентрация сульфатов в закачиваемой воде превышалапластовую и вступала с ней в химическую реакцию в виде образования гипса. Былсделан вывод, что использование данной композиции в исходном виде не эффективно в связи с большой реактивной способностью пластовых вод.В связи с этим исследовательской группой решалась задача по обоснованиюоптимальной композиции ИМВ.
Автор диссертационной работы участвовал вразработке методики исследований по подбору состава ИМВ и анализу результатов. Работа выполнялась путем проведения серии лабораторных исследований вопределенном порядке.1. На первом этапе определяют минералогический и элементный состав породы, компонентный ионный состав пластовой воды, компонентный состав нефтии содержание в ней активных веществ (кислот).2. Определяют смачиваемость породы, ее тип и источник (в случае гидрофобности).3. Определяют реакционную активность поверхности породы при закачкеводы различного ионного состава с проведением контрольного определенияс использованием дистиллированной воды.4. После этого определяют начальные капиллярные силы (до воздействия).5.
Подбирают состав ионно-модифицированной воды, обеспечивающиймаксимальную реакционную способность с поверхностью породы.6. Определяют изменение капиллярных сил (после воздействия) и смачиваемости.7. Для проведения исследований используют керновый материал, нефтьи пластовую воду конкретного месторождения. Керн подвергают экстракцииагентами, не меняющими его смачиваемость в целях сохранения начального со36стояния. Затем образцы керна насыщают нефтью и выдерживают в нефти с цельюгарантированного восстановления пластовых свойств в части смачиваемости.8.
После этого определяют совместимость ионно-модифицированнойи пластовой вод.Выполненные по данной программе исследования позволили обосноватьоптимальный состав ИМВ (патент RU 2609031).Оптимальный состав ионно-модифицированной воды проверен в эксперименте по самопроизвольной капиллярной пропитке и в эксперименте по принудительному вытеснению нефти пластовой и ионно-модифицированной водой.Анализ показал, что фазовая проницаемость для разработанной композицииионно-модифицированной воды существенно меньше, чем для пластовой воды. Этоозначает, что ионно-модифицированная вода вступает в реакцию с породой(и пленкой нефти) и при ее движении вдоль поверхности возникает дополнительноесопротивление (за счет электрохимического взаимодействия), а также мобилизуетранее неподвижную нефть (за счет изменения смачиваемости и «отлипания» нефтиот поверхности породы).
Пластовая вода в реакцию не вступает, поэтому по ней фазовая проницаемость выше, чем по ионно-модифицированной воде.Таким образом, предлагаемый состав ионно-модифицированной воды может эффективно применяться для вытеснения нефти при заводнении карбонатныхзалежей с гидрофобной или смешанной смачиваемостью и обладает следующимипреимуществами: прост и технологичен в изготовлении (незначительно отличается от ППД водой произвольного состава), существенно дешевле ПАВ, позволяетполучить значительное увеличение Квыт и изменение смачиваемости. Таким образом, применение данного состава позволяет мобилизовать и вытеснить дополнительный объем нефти и увеличить КИН.Технология изменения направления фильтрационных потоков на месторождении с карбонатным коллектором.
Многолетний опыт реализации нестационарного заводнения (НЗ) и изменения направления фильтрационных потоков(ИНФП), в том числе на месторождениях с карбонатными коллекторами, установлено, что эти методы регулирования разработки, обладают широкими возможностями и требуют незначительных материальных затрат для их внедрения. Достоинством этих методов является также то, что они могут применяться практическина любом этапе разработки нефтяных месторождений. Теоретическоеи экспериментальное объяснение метода нашло развитее в работах таких выдающихсяученых-нефтяниковкакМ.Л. Сургучев,А.А. Боксерман,В.Г.
Оганджанянц, Б.М. Сучков и др.Механизм процесса заключается в том, что в пластах с разной нефтенасыщенностью, обусловленной как макро- и микронеоднородностью, так и отборомжидкости и нагнетанием воды через скважины, искусственно создается неустано37вившееся состояние давления и движения жидкости. Оно достигается изменениемобъемов нагнетания воды в скважины или отбором жидкости из скважин в определенном порядке путем их периодического повышения и снижения. При этомвозникают благоприятные условия для эффективного проявления внутренних видов энергии залежей - упругости и капиллярных сил, под действием которыхнефть полнее и равномернее вытесняется водой. Циклическое воздействие, создавая знакопеременные перепады давления между зонами разной насыщенности,способствует преодолению прерывистого характера проявления капиллярных сил,выравниванию насыщенностей и, как следствие, повышению охвата заводнениемнеоднородных пластов.
Изменение направления потоков жидкости между скважинами усиливает этот процесс.Экспериментально установлено, что важную роль в эффективности циклического заводнения играют процессы капиллярной пропитки, за счет которойв период снижения пластового давления происходит интенсивное перераспределение жидкостей в пласте.
В результате этого водонасыщенность более проницаемого (более обводненного) слоя, уменьшается за счет вытеснения нефти из малопроницаемых прослоев.Для повышения эффективности разработки Северо-Хоседаюского месторождения было предложено проведение промысловых испытаний метода ИФП наопытном участке.Для испытания метода ИФП на Северо-Хоседаюском месторождении на основании анализа текущего состояния разработки был сформирован опытный участок (Рисунок 13).Рисунок 13 – Фрагмент карты текущих отборов с границами участка опытных работ по перераспределению объемов закачки38Добыча нефти на рассматриваемом участке, как и в целом на СевероХоседаюском месторождении осуществляется с 2009 г.
Все скважины работаютна пласт D3fm-III+IV. По состоянию на 01.12.2013 г. пробурено 49 скважин, в томчисле в добывающем фонде числится 45 скважин, в нагнетательном –4 скважины. Все они действующие и все механизированы ЭЦН.Накопленная добыча нефти за 5 лет составила 3341 тыс.
т нефти, накопленная добыча жидкости – 5441 тыс. т, текущая обводненность продукции 57,5 %,накопленная закачка воды – 3027 тыс. м3. Коэффициент эксплуатации фонда добывающих скважин в 2013 г. Кэкспл = 0,82, нагнетательных - 0,78.Среднегодовые показатели за 2013 г. составили:– дебит нефти – 59,98 т/сут;– дебит жидкости – 141 т/сут;– средняя обводненность добываемой продукции – 57,5 %.Для реализации метода ИФП в августе-сентябре 2013 г.
на четырех нагнетательных скважинах были проведены работы по изменению объемов закачки. Динамика перераспределения закачки по нагнетательным скважинам 1107, 109,11206 и 11205 представлена на рисунке 14.3500Приемистость, м3/сут30002500200015001000001.08.201303.08.201305.08.201307.08.201309.08.201311.08.201313.08.201315.08.201317.08.201319.08.201321.08.201323.08.201325.08.201327.08.201329.08.201331.08.201302.09.201304.09.201306.09.201308.09.201310.09.201312.09.201314.09.201316.09.201318.09.201320.09.201322.09.201324.09.201326.09.201328.09.201330.09.2013500Приемистость скв.1107Приемистость скв.1109Приемистость скв.11206Приемистость скв.11205Рисунок 14 – Приемистость нагнетательных скважин в период перераспределения закачкиПо нагнетательным скважинам 1107 и 1109 была остановлена закачка, в тоже время по скважине 11205 существенно увеличена (в среднем в 2 раза), а по39скважине 11206 осуществлялось периодическое изменение приемистостив диапазоне от 1500 до 2500 м3/сут.Анализ эффективности проведенных мероприятий возможен различнымиметодами, в том числе и по оценке степени взаимовлияния нагнетательныхи добывающих скважин.Основным фактором, определяющим эффективность регулирования режимов работы нагнетательных и добывающих скважин, является степень их взаимодействия.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
