автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Технология повышения извлечения нефти из пластов с низкой начальной нефтенасыщенностью

ОАО "ВСЕРОССИЙСКИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ (ВНИИнефть) им. академика А.П. КРЫЛОВА

КРЯНЕВ ДМИТРИЙ ЮРЬЕВИЧ

УДК 622.276.43.661.

ТЕХНОЛОГИЯ ПОВЫШЕНИЯ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТОВ С НИЗКОЙ НАЧАЛЬНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТЬЮ

Специальность 05.15.06- Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

ДИССЕРТАЦИЯ ПРЕДСТАВЛЕНА НА СОИСКАНИЕ УЧЕНОЙ СТЕПЕНИ КАНДИДАТА ТЕХНИЧЕСКИХ НАУК

НАУЧНЫЙ РУКОВОДИТЕЛЬ:

ДОКТОР ТЕХНИЧЕСКИХ НАУК ГОРБУНОВ А.Т.

МОСКВА, 1998 г.

ОГЛ АВЛ Е НИЕ

Стр.

1. Введение.............................................................................................................................. 3

2. Геологическая характеристика и анализ разработки Суторминского месторождения

2.1. Геолого-физическая характеристика месторождения............................................... 7

2.2. Свойства и состав нефти, газа и воды......................................................................... 11

2.3. Анализ текущего состояния разработки месторождения..........................................14

3. Создание технологий воздействия на призабойную зону скважин............................... 22

3.1. Создание технологии повышения продуктивности и приемистости скважин...... 23

3.1.1. Обоснование технологии с использованием КЛАВ...................................... 23

3.1.1.1. Механизм взаимодействия КЛАВ с пластовыми флюидами и породой.................................................................................................. 23

3.1.1.2. Методика проведения экспериментов................................................. 26

3.1.1.3. Результаты экспериментальных исследований...................................33

3.1.2. Обоснование технологии применения кислотных композиций....................40

3.1.3. Создание технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных

скважин эмульсионными системами......................................................................... 54

3.2. Промысловые испытания разработанных технологий............................................. 98

3.3. Технология приготовления и применения эмульсионных и солянокислотных растворов...................................................................................................................... 103

3.3.1.Технические средства, материалы и технология приготовления и применения эмульсионных систем................................................................................................. 103

3.3.2.Технические средства, материалы и технология приготовления и применения

кислотных композиций............................................................................................... 122

4. Анализ применения обработок призабойных зон скважин на Суторминском

месторождении.................................................................................................................. 130

4.1. Анализ обработок призабойных зон скважин (ОПЗ)...............................................130

4.2 Анализ результатов обработок призабойных зон скважин с целью увеличения

продуктивности............................................................................................................ 137

4.3. Анализ результатов обработок призабойных зон скважин с целью увеличения

приемистости.............................................................................................................. 140

4.4. Анализ результатов обработок призабойных зон скважин с целью выравнивания профиля приемистости............................................................................................... 142

5. Оценка объемов внедрения технологий ОПЗ скважин в ОАО "Ноябрьскнефтегаз" на период до 2002 года.............................................................................................................. 145

6. Основные выводы к работе...............................................................................................153

7. Литература......................................................................................................................... 155

ВВЕДЕНИЕ

Развитие методов увеличения нефтеотдачи пластов в последнее десятилетие претерпело значительные изменения. Если в 70-х годах основное внимание уделялось крупномасштабным методам (закачка ПАВ, полимерное заводнение, мицеллярно-полимерное и др.), то в последнее десятилетие, после обоснования учеными ВНИИнефть системной технологии [31], воздействие на пласт практически полностью осуществляется за счет обработок призабойных зон скважин. Эта тенденция имеет место не только у нас в стране, но и за рубежом.

Такой переход объясняется рядом технико-экономических соображений и неопределенностью и риском при внедрении широкомасштабных методов воздействия на пласт. Подробно этот вопрос рассмотрен в работах М.Л. Сургучева, С.А. Жданова, Г.С. Малютиной, Н. А. Еремина и др. [ 11, 16, 19 ]. Поэтому основным методом воздействия на пласт являются обработки призабойных зон скважин.

Месторождения Западной Сибири находятся в большинстве своем на поздней стадии, когда экономические условия доразработки требуют проведения мероприятий по увеличению продуктивности скважин и снижению обводненности.

В Ноябрьском регионе одним из крупнейших является Суторминское месторождение. Оно характеризуется сложным геологическим строением и высокой начальной водонасыщенностью, т.е. практически все запасы его относятся к трудноизвлекаемым. Разработка таких запасов методом обычного заводнения малоэффективна, так как связана с низкими темпами отбора нефти и большим объемом попутно отбираемой воды.

Решение задачи эффективной выработки запасов требует тщательного контроля за его разработкой и применения методов воздействия на пласт с целью регулирования выработки запасов. Разработка или подбор уже испытанных в других районах страны технологий ОПЗ скважин с учетом стадии разработки является необходимой и важной проблемой отрасли и требует решения применительно к каждому конкретному региону и даже месторождению.

В настоящее время на месторождениях страны внедряются и испытываются десятки технологий. Однако применение их не всегда эффективно и требует адаптации к конкретным условиям, а в отдельных случаях и неэффективно.

В связи с этим основной целью работы являлось создание новых и адаптация уже известных технологий на основе исследования механизма действия химических реагентов и последующего их промыслового испытания.

Для реализации поставленной цели применительно к месторождениям ОАО "Ноябрьскнефтегаз" в рамках работы для условий Суторминского месторождения автором выполнены следующие исследования:

- проведен анализ состояния разработки месторождения;

- обобщен опыт применения технологий воздействия на призабойную зону нагнетательных и добывающих скважин, определены основные тенденции объемов внедрения и изменения роли того или иного вида воздействия;

- созданы и внедрены технологии воздействия на призабойную зону скважин и

пласт;

- сделана оценка перспектив применения методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пласта.

Решение поставленных задач осуществлялось путем:

- анализа результатов промысловых испытаний существующих технологий;

- проведения экспериментальных исследований по оценке роли КЛАВ типа ИВВ-1 на фильтрационные и нефтевытесняющие свойства композиций химреагентов;

экспериментальных исследований фильтрационных характеристик эмульсионных систем на основе ПАВ типа Нефтенола и Нефтехима;

- обоснования композиции и технологии их применения для увеличения продуктивности и приемистости скважин и снижения обводненности добываемой продукции;

- проведения промысловых испытаний новых технологий и оценкой их технико-экономической эффективности;

- оценки перспективы внедрения технологий на месторождениях ОАО "Ноябрьскнефтегаз".

Научная новизна исследований выполненных в рамках работы заключается в следующем.

1. Исследован механизм вытеснения нефти растворами КЛАВ типа ИВВ-1 на основе изучения кинетики межфазного натяжения, адсорбции и экспериментов по фильтрации.

2. Обоснован состав композиции для создания эмульсионной системы на основе Нефтенола и Нефтехима.

3. Создана технология воздействия на пласт и призабойную зону с применением эмульсионных систем на основе ПАВ типа Нефтенол и Нефтехим.

4. Проведены промысловые испытания разработанных технологий и обоснована эффективность их применения на месторождениях ОАО "Ноябрьскнефтегаз".

В результате проведенных исследований созданы новые технологии, проведены их промысловые испытания и выявлена технико-экономическая эффективность реализации в регионе разработанных технологий в широких масштабах, что подтверждено актами о внедрении, авторскими свидетельствами и патентами.

В диссертации защищаются следующие основные положения:

1. Технология воздействия на призабойную зону нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости с использованием микроэмульсий на основе ПАВ типа Нефтенол и Нефтехим.

2. Технология увеличения продуктивности добывающих скважин на основе соляной кислоты с добавками КЛАВ.

3. Технология увеличения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин ПАВ - кислотными составами с добавками КЛАВ и Нефтенола

ввд.

4. Комплекс технологий на основе физико-химических методов воздействия на призабойную зону пласта с целью улучшения показателей разработки и увеличения коэффициента нефтеотдачи на месторождениях ОАО "Ноябрьскнефтегаз".

Основные результаты работы докладывались на: семинаре второй школы передового опыта "Системная технология воздействия на пласт" (11-14 апреля 1989 г., г.Ноябрьск), научно-технической конференции, посвященной 70-летию первого выпуска

российских инженеров-нефтяников (11-13 октября 1994 г., ГАНГ им. И.М.Губкина), научно-технической конференции "Повышение уровня добычи нефти на месторождениях ОАО "Ноябрьскнефтегаз" в 1997-2005 гг." (1-4 декабря 1997 г., г.Ноябрьск).

Экспериментальная и теоретическая части работы осуществлялись во Всероссийском нефтегазовом научно-исследовательском институте (ВНИИнефть) и Управлении повышения нефтеотдачи пласта ОАО "Ноябрьскнефтегаз".

Работа по промысловым испытаниям проводилась в НГДУ "Суторминскнефть" при содействии сотрудников ОАО "Ноябрьскнефтегаз".

Автор приносит искреннюю благодарность В.А. Широкову за консультации.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ СУТОРМИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Суторминское месторождение является одним из крупнейших в Ноябрьском регионе и отражает все основные особенности геологического строения и характера насыщения порового объема флюидами месторождений данного региона и Западной Сибири в целом.

Коллекторы Суторминского месторождения отличаются от других месторождений Сургутского и Нижневартовского сводов повышенной отсортированностью, большей зернистостью, в частности, высоким содержанием средне- и крупнозернистых фракций и меньшим количеством алевритового материала. По составу и характеру цементации породы пластов Суторминского месторождения различаются незначительно. Однако они имеют существенное отличие от песчано-алевритовых пород центральной и южной частей Суторминского свода, где в глинистом цементе практически полностью отсутствует каолинит, зато в значительно большем количестве присутствует гидрослюда, да и количество самого глинистого цемента в них значительно выше. Известно, что между водоудерживающей способностью и зернистостью, так же как и с содержанием каолинита в глинистом цементе существует тесная отрицательная связь. В то же время с флюоритом и гидрослюдой эти связи положительные. Следовательно разработка месторождения требует особого подхода [18, 20, 32].

Рассмотрим краткую геологическую характеристику продуктивных пластов месторождения и анализ их разработки.

2.1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Суторминское месторождение находится в разработке с 1982 года и в настоящее время завершается его разбуривание. Запасы нефти выявлены в пластах: БСО, БС1, БС5, БС6, БС7, БС8, ОБС9, 1БС9, 1БС10, 2БС10, БС11. Основными объектами разработки являются пласты: БС7, БС8, 1БС9, 1БС10, 2БС10, 2БС11. Совмещенная карта пластов и геологический профиль представлены на рис. 2.1 и 2.2.

Залежи пласта БС-11 вскрыты в пределах Харучаровского поднятия и Пульпуяхской группы структур. На восточном крыле развита большая зона замещения, в пределах которой вскрыты небольшие участки нефтяного коллектора. На западном склоне и в северной части вскрыто 5 залежей, самая крупная северная ограничена с востока и юга зоной замещения. Небольшие зоны замещения вскрыты и в пределах самой залежи. С севера на юг происходит замещение нижней части пласта и уменьшение эффективной толщины. В северной части пласта коллектор наиболее проницаем.

Параметры, характеризующие геологическое строение пласта, приведены в таблице 2.1.

Наивысшая отметка коллектора вскрыта скважиной 222-Р (-2573, 2 м), а наиболее низкая -2625, 0 м в скв. 221-Р. ВНК имеет наклон с юга на север с -2573 м до -2625 м. Площадь основной залежи 154,6 тыс. м2, средняя нефтенасыщенная толщина 4,8 м. Четыре других залежи имеют площадь 2,6, 4,2, 14,9 и 42,4 тыс. м2 и среднюю нефтенасыщенную толщину 1,8-2,4 м, а в ЧНЗ 2,0-2,5 м.

Пласт 2БС10 присутствует на Харучейской, Коллективной и Пульпуяхской группе структур Суторминского месторождения и имеет единый контур нефтеносности. Залежь пласта 2БС10 выдержана по площади и имеет всего лишь четыре небольшие локальные зоны замещения. Пласт вскрыт на а.о. -2504,9-2592,6 м. В толще пласта присутствуют от одного до семи проницаемых прослоев. Максимальная нефтенасыщенная толщина 13,8 м. Средняя нефтенасыщенная толщина 4,8 м. Наибольшие толщины вскрыты в пределах Пульпуяхской группы структур, наименьшие в пределах Коллективного поднятия.

Водоудерживающая способность коллекторов пласта 2БС10 Суторминского месторождения значительно ниже, чем на ряде других высокопродуктивных пластов Сургутского и Нижневартовского сводов. Это объясняется тем, что коллекторы пласта 2БС10 Суторминского месторождения отличаются более грубой зернистостью и меньшим содержанием алевролитовой и пелитовой фракций, а также тем, что глинистый цемент коллекторов пласта в основном представлен малоактивными глинистыми минералами (каолинит, хлорит).

Коллекторы пласта характеризуются пониженным и неоднородным по разрезу нефтенасыщением, по отдельным пропласткам даже более низким, чем для других

пластов месторождения. Нефтенасыщенность коллекторов пласта 2БС10 составляет 5080% от их возможного нефтенасыщения, наблюдаемого для основных залежей Широтного Приобья с близкими фильтрационно-емкостными свойствами пород. Проницаемые прослои с пониженным содержанием нефти, имеющие подвижную воду, выделяются не только не только в подошвенной, но и в центральной и даже кровельной частях пласта. Для пласта характерно уменьшение от центральной части к периферии, как нефтенасыщенности в среднем, так и доли отдельных высоконефтенасыщенных пропластков.

Экспериментальные исследования на керне пласта 2БС10, проведенные СибНИИНП, показали, что в менее нефтенасыщенных коллекторах скорость продвижения нагнетаемой воды выше. Таким образом, чем более неоднороден пласт по нефтенасыщенности, тем менее равномерно будет происходить выработка запасов нефти. Распределение проницаемости по площади и по разрезу имеет закономерное снижение от центра к периферии и характерно для всего пласта. Уровень ВНЕС на отметке-2560 м.

Горизонт 1БС10 расчленяется на два зональных интервала, разделенных в среднем девятиметровой толщей глин. Верхний зональный интервал - это 1БС10 (В). Он имеет сложное линзовидное строение. Выделяются обширные зоны замещения коллекторов, которые расположены в основном в повышенных частях структур. Например, на Северо-Пульпуяхской и Харучейской структурах пласт полностью замещен. Общая эффективная толщина пласта изменяется от 0 до 8,6 м. Нефтенасыщенная от 0 до 8,2 м. Интервал отметок залегания пласта -2487,5-2569,4 м. ВНК колеблется от -2493,2 м до -2553,8 м. Широкий диапазон колебания объясняется наличием линз на высоких отметках.

Нижний зональный интервал или пласт 1БС10 (Н) имеет еще более сложное строение по сравнению с верхним. Он состоит из многочисленных, изолированных зонами неколлектора линз, которые имеют различный характер насыщения. В понижениях между структурами эффективная толщина пласта увеличивается. Интервал колебания от 0 до 6,6 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина 5,2 м. Для пласта характерно развитие низкопроницаемой зоны (менее 0,025 мкм2) в центральной части

Геологическая характеристика пластов Суторминского месторождения

Таблица 2.1

Пласт Пласт БС10-2 Пласт БС10-1 По горизонту Пласт БС8 Пласт БС7 Пласт

Параметры БС11 нефтяная зона по верхний нижний залежь пропласток по

выше -2540 ниже -2540 горизонту БС9-0 БС9-1 БС9-2 2 1 1 2 горизонт БС6 БС5

Количество скважин 37 64 278 507 219 220 30 444 30 26 45 399 378 480 22 35

Толщина общая, м 14,487 13,472 14,009 14,275 6,844 7,183 8,657 4,355 6,117 31,877 24,28 10,051 7,406 20,443 27,755 4,946

Толщина эффективная, м 4,427 5,277 6,147 6,195 3,467 2,389 3,057 2,469 2,37 21,536 18,18 6,74 3,284 10,013 22,164 3,359

Коэффициент расчленения 2,865 2,766 2,978 3,207 2,222 1,809 1,4 1,358 1,9 6,038 4,911 2,552 1,84 4,377 3,955 1,429

Толщина:

-проницаемого прослоя, м 1,62 2,143 2,327 2,173 1,504 1,38 2,505 1,951 1,291 3,052 3,907 3,309 1,893 2,525 6,117 2,605

-непроницаемого прослоя, м 3,902 3,109 2,621 2,631 1,933 2,934 3,544 1,357 1,575 1,893 1,244 1,67 2,174 2,553 1,262 0,886

Коэффициенты:

-песчанистости по разрезу 0,358 0,406 0,458 0,453 0,493 0,344 0,35 0,603 0,416 0,666 0,75 0,669 0,443 0,486 0,805 0,715

-распространения коллектора 0,357 0,396 0,452 0,448 0,444 0,33 0,316 0,568 0,401 0,659 0,744