автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Разработка технологий извлечения остаточной нефти водоизолирующими составами на обводненных месторождениях

61; м-5¡И54-5

Акционерная нефтяная компания Башнефть

САФОНОВ ЕВГЕНИЙ НИКОЛАЕВИЧ

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ ВОДОИЗОЛИРУЮЩИМИ СОСТАВАМИ НА ОБВОДНЕННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

(на примере Арланской группы нефтяных залежей Башкортостана)

Специальность 05.15.06 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: доктор технических наук, член-корр.РАЕН

Р.Х.Алмаев

Москва -1999

СОДЕРЖАНИЕ Стр

ВВЕДЕНИЕ 4

1.ПРИМЕНЕНИЕ ОСАДКОГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ НА ОБВОДНЕННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ

1.1. Общая геолого-физическая характеристика месторождений Башкортостана 6

1.2. Состояние работ по повышению нефтеотдачи пластов 13

1.3. Формы существования и основные принципы извлечения остаточной нефти 24

1.4. Физико-химические основы создания водоизолирующего экрана

на основе дисперсных систем 32

1.5. Осадкообразующие составы на основе щелочных реагентов в технологиях увеличения нефтеотдачи 37

2. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ АРЛАНСКОЙ ГРУППЫ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ И ВЫРАБОТКА НАПРАВЛЕНИЙ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ

2.1. Состояние разработки залежей терригенной толщи нижнегЬ карбона и их основные технологические показатели 44

2.2. Состояние работ по увеличению нефтеотдачи пластов 58

2.3. Постановка задач исследований 64

3.РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ СВОЙСТВ ОСАДКОГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ НА ОСНОВЕ ЩЕЛОЧНЫХ РЕАГЕНТОВ 66 3.1. Силикатно-щелочные растворы в композициях водоизолирую-

щих составов 67

3.2. Силикатно-щелочные реагенты в осадкообразующих композициях для площадного воздействия 72

3.3. Разработка композиций на основе щелочных растворов алюмо-хлорида

3.4. Разработка и исследование свойств композиций на основе шлам- 81 лигнина 86

3.5. Разработка и исследование свойств осадкообразующих многокомпонентных композиций. 97 4. РАЗРАБОТКА ОСАДКОГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ И ИХ ИСПЫТАНИЯ В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ 102

4.1. Технология регулирования проницаемости водопроводящих каналов пласта силикатно-щелочными растворами

4.1.1. Обоснование технологии площадного воздействия на 102 пласт осадкообразующими реагентами

4.1.2. Оценка эффективности технологий 114 гидродинамическими и геофизическими

исследованиями скважин 129

4.1.3. Технологическая эффективность применения технологий

на основе силикатно-щелочного воздействия 137

4.2. Разработка технологии воздействия на нефтеносные пласты щелочными лигнинсодержащими составами

4.3. Разработка технологии применения осадкообразующих реаген- 141 тов многокомпонентными композициями

4.4. Технико-экономическая эффективность внедрения разработан- 148 ных технологий увеличения нефтеотдачи.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 161

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 165

169

ВВЕДЕНИЕ

Современный этап развития нефтедобывающей отрасли России характеризуется качественными изменениями структуры запасов нефти, ухудшением качества вновь открываемых месторождений. Все большую долю в структуре запасов занимают трудноизвлекаемые запасы нефти, эффективность добычи которой не может быть обеспечена за счет применения обычных технологий заводнения. Роль таких запасов в общей добыче нефти в перспективе будет возрастать и для рентабельности их разработки необходимо создание и применение современных методов увеличения нефтеотдачи пласта [ 1 ].

Месторождения Башкортостана вступили в позднюю стадию разработки, характеризующуюся значительными объемами отбора воды и закачки. Интенсивная выработка запасов нефти неоднородных по коллек-торским свойствам продуктивных горизонтов указанных месторождений, разрабатываемых с применением системы заводнения, привели к опережающему отбору нефти из высокопродуктивных коллекторов, и как следствие, к ухудшению структуры запасов нефти в сторону увеличения доли трудноизвлекаемых. Характерные для этих месторождений геолого-физические факторы способствовали неравномерности выработки объектов разработки. Для этого необходимо создание принципиально новых подходов к разработке технологий учитывающих особенности извлечения таких запасов [2].

Ведущее место в физико-химических методах воздействия на пласт занимают щелочное и полимерное заводнение, а также различные модификации этих методов. На месторождениях Башкортостана испытывают и внедряют многие известные методы увеличения нефтеотдачи (МУН),

однако уровень текущей добычи нефти с помощью МУН остается сравнительно невысоким [ 3 ].

В этой связи актуальной задачей является создание новых и усовершенствование ранее применяемых технологий разработки, в том числе и осадкогелеобразующих технологий (ОГОТ).

Разработанная и осуществляемая комплексная программа применения новых МУН на 1996-2000 г.г. и последующие годы на месторождениях Башкортостана открывает возможности для создания и опытно-промышленных испытаний новых технологий.

Чрезвычайная сложность нефтяных геологических объектов разработки позволяют только весьма приближенно моделировать в лабораторных условиях реальную обстановку, в которой протекают процессы неф-тевытеснения. Поэтому опытно-промышленные испытания на представительных участках месторождений, находящихся в различных геолого-физических условиях дают возможность очертить границы эффективного применения метода, уточнить и скорректировать различные представления о процессах нефтевытеснения.

В связи с вышеизложенным диссертационная работа посвящена созданию и внедрению новых эффективных технологий извлечения остаточной нефти из высокообводненных пластов терригенной толщи месторождений Башкортостана с применением осадкогелеобразующих технологий и выработки критериев эффективного их использования.

1. ПРИМЕНЕНИЕ ОСАДКОГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ НА ОБВОДНЕННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ

1.1. Общая геолого-физическая характеристика месторождений Башкортостана

Эффективное применение методов увеличения нефтеотдачи(МУН) обеспечивается при учете конкретных геолого-физических характеристик объектов разработки. В связи с этим ниже изложена общая геолого-физическая характеристика месторождений.

На территории Башкортостана открыто 173 месторождения нефти и газа. Все они расположены на платформенной части республики и в Предуральском краевом прогибе. Глубина их залегания - 0,5- 4,5 км. Наиболее крупными по запасам нефти являются Арланское, Туймазинское, Шкаповское, Серафимовское месторождения. Коллекторы- поровые, кавернозные, порово-кавернозные и трещинные. Нефть месторождений сильно различается по плотности (0,84 - 0,93 г/см3 ), содержанию серы (3-5%).

Геологическое строение продуктивных пластов Башкортостана характеризуется разнообразием условий и форм залегания нефти. Залежи нефти различаются типом и характеристикой коллектора, физико-химическими свойствами пластовых флюидов, режимами пластов и глубиной их залегания.

По данным [ 4,7 ], основные промышленные запасы нефти приурочены к песчано-глинистым и карбонатным отложениям палеозойского

возраста и связаны с пятью основными комплексами (снизу вверх по разрезу):

I - терригенный девон;

II - карбонатный верхнедевонский-нижнекаменноугольный;

III - терригенный нижнекаменноугольный;

IV - карбонатный среднекаменноугольный;

V - карбонатный верхне-каменноугольно-нижнепермский.

Коллекторские свойства терригенных песчаников изменяются в широких пределах. Средняя пористость основных продуктивных горизонтов составляет 20-22%, при изменении в остальных горизонтах от 15 до 24%, проницаемость сильно изменяется в зависимости от содержания глинистого материала и составляет в среднем 0,5-0,6 мкм , в отдельных образ-

■у

цах достигает 2,0 мкм" и более.

Толща сложена пластами кварцевых песчаников, алевролитов и аргиллитов. В средней части толщи на севере Башкортостана встречаются также пласты глинистых известняков небольшой мощности.

Песчаники кварцевые, в различной степени глинистые, размер зерен- от мелко- до крупнозернистого. Цемент различного состава: глинистый и карбонатный.

Карбонатные породы здесь занимают подчиненное положение. Это органогенно-обломочные, зернистые известняки, в различной степени глинистые. Толщина пласта не превышает 2-3 м.

В терригенной толще выделяются 6 основных гидродинамически разобщенных песчано-алевролитовых пластов:(С1, СИ, CIII CIV, CV,CVI) при этом на долю песчаников приходится до 70% всей толщи.

Суммарная преобладающая толщина пластов основного Тульского горизонта 5-10 м. Толщина остальных отдельных пластов обычно невелика. Наименьшая толщина 1-2 м специфична для пластов CI, CIV, CV. Эти

же пласты обладают и наибольшей неоднородностью-зачастую они замещаются непроницаемыми породами. Песчаники этих пластов имеют меньшую проницаемость и пористость,которая в среднем соответственно равна 20-22% и 0,4-0,5мкм2'

Лучшими фильтрационно-коллекторскими свойствами обладают песчаники пласта СИ и СУ1, пористость которых в среднем достигает 24%, а средняя проницаемость 1 мкм" и выше. Наиболее широко развит и продуктивен пласт СИ, толщина его достигает 12 м и более.

Песчаники бобриковского горизонта, представленные пластами СVI, также, как и СИ являются одним из основных продуктивных горизонтов ТТНК. К нему приурочены основные залежи месторождений севера Башкирии (Арланское, Четырманское, Манчаровское, Орьебашское и др.). Эти пласты имеют более сложное строение, их толщина изменяется в широком диапазоне от 0 до 4 м и более, в наиболее простой форме они представлены в районе Арланского месторождения.

Карбонатные коллекторы представлены, в основном, известняками кристаллическими,либо органогенными,в различной степени глинистые, а также доломитами и доломититизированными в различной степени известняками. Развита трещиноватость,которая на некоторых месторождениях (Предуральский прогиб) является основным видом пустотности и составляет десятые и даже сотые доли процента. Пористость известняков сильно различается и составляет в среднем 8-20%.Проницаемость изменяется в широких пределах (от 0,001 до 1-2 мкм2).

Сложность строения карбонатных коллекторов определяет трудность разработки этих месторождений.

В таблице 1.1 приведен сводный список продуктивных пластов месторождений Башкортостана[ 7 ].

Таблица 1.1

Сводный список продуктивных пластов месторождений Башкортостана

Продуктивные толщи Ярусы, продуктив- Пласты (пачки) Пропластки, слои, местные

ные горизонты аналоги пластов

Нижнепермская Кунгурский, - -

артинский,

сакмарский,

ассельский

Верхнекаменноугольная Нерасчлененный - -

Среднекаменноугольная Московский,

(нерасчлененный), - -

подольский, П-1.П-2, П-3 -

каширский К-1, К-2, К-3, К-4 -

верейский В-1, В-2, В-3 -

башкирский БШ -

Нижнекаменноугольная Серпуховский, - -

алексинский, С-0 -

ТТНК,

тульский,. С-1,С-П, С-П, С-П-2

С-Ш, С-1У0, С-1У-1, С-У10-1,

С-1У, С-У С-У10-2, С-У10-3,

С-У1о С-У1-1, С-У1-2,

бобриковский С-У1 С-У1-3, С- У1-4,

(радаевский,елхов- С-У1-1а, С-У1-16,

ский), С-У1-2а, С- У1-26,

С-У1-3, ЛП

турнейский,

кизеловский, Т-1, Т-2, Т-3,

черепетский, Т-4,Т-5

малевско-упинский

Верхнедевонский Верхнефаменский заволжский гори-

зонт

Карбонатный Среднефаменский, пачка «Д»

нижнефаменский, ДФ1.ДФ2,

аскынско-мендым- ДФЗ и т.д.

ский,

франский (нерас-

члененный)

Верхне- и среднедевон- Кыновский КН-1,КН-2,КН-3

ский Пашинский, Д1,Д1-а,Д1-б,Д1-в,

терригенно-карбонат- Д1-г,Д1-в Д1-в+г, Д1-верхний,

ный Д1-средний, Д1-нижний

муллинский, ДН ДП-верхний, ДП-нижний

старооскольский, ДШ, Д1Уа, Дет Д1У-а, Д1У-верхний

воробьевский, Д1У6, Д1У-нижний

бийский, карбонатный -

кальцеолово-така- Д V -

тинский

Основная часть запасов нефти (более 85% НБЗ) сконцентрирована в двух терригенных толщах - нижнекаменноугольной (ТТНК) и девонской (ТТД), которые характеризуются наличием нескольких пластов, с закономерной сменой типов пород, различающихся толщиной, зональной неоднородностью, коллекторскими и фильтрационными свойствами, активностью пластовых флюидов и т.д.

Пластовые нефти рассматриваемых основных нефтегазоносных комплексов характеризуются различием свойств. Нефти ТТНК более тяжелые и вязкие, имеют меньшую газонасыщенность и низкое давление насыщения. Нефти ТТД метанового типа, более легкие, парафинистые и менее сернистые, с повышенным газосодержанием и пластовой температурой.

Основные усредненные физико-химические свойства пластовых нефтей ТТНК и ТТД приведены в табл. 1.2.

Таблица 1.2

Характеристика пластовых нефтей крупных и средних месторождений

Месторождения Экспл. объект Давление насыщения , Мпа Газонасыщенность, М^/т Вязкость, мПа*с Плотность, г/см^

Крупные и средние месторождения ТТНК

Арланское ТТНК 6,77-9,07 13,6-21,4 14,0-34,6 0,870-0,893

Манчаровское ТТНК 5,44-6,97 14,5-25,1 12,9-24,4 0,863-0,882

Таймурзинское ТТНК 4,15-6,28 12,8-22,4 17,3-31,0 0,881-0,895

Кузбаевское ТТНК 6,28-7,95 20,1-24,2 14,0-19,7 0,864-0,879

Четырманское ТТНК 6,33-8,78 36,2-41,6 6,9-13,8 0,853-0,870

Бураевское ТТНК 6,47-9,02 23,8-34,8 14,4-24,5 0,864-0,888

продолжение таблицы 1.2

1 2 3 4 5 6

Игровское ТТНК 6,67-8,44 16,0-32,3 9,6-31,5 0,840-0,896

Орьебашское ТТНК 6,38-8,39 17,2-23,5 17,3-33,4 0,877-0,892

Крупные и средние месторождения ТТД

Туймазинское Д1 8,29-9,58 54,7-73,5 2,3-2,9 0,798-0,806

ДИ 8,29-9,37 63,3-68,0 2,6-2,9 0,804-0,806

Серафимовское Д1 8,24-9,26 59,7-68,8 2,2-2,7 0,796-0,810

Дп 8,2-8,9 66,5-67,6 1,7-1,8 0,786-0,789

Шкаповское Д1 9,18-10,2 43,8-51,5 3,7-4,5 0,864-0,874

Д1У 13,2-15,9 118,1-136,3 0,92-1,03 0,735-0,748

Сергеевское Дтер 9,51-11,0 61,1-94,4 2,7-8,5 0,802-0,866

Кушкульское Дтер 9,12-10,0 32,8-42,4 8,3-15,0 0,863-0,877

В общем виде месторождения ТТНК отличаются от ТТД более высокой вязкостью нефти (до 30 мПа-с), большей неоднородностью пластов, расчлененностью, сложностью геолого-физических условий, большей (примерно в 2 раза) проницаемостью пластов, меньшей степенью нефте-извлечения из-за неньютоновских свойств нефтей.

Пластовые и попутно-добываемые воды практически всех продуктивных горизонтов- хлоркальциевого типа (по В.А. Сулину), имеют более или менее сходную характеристику.

Основные свойства пластовых вод представлены в табл. 1.3

Таблица 1.3

Средние значения параметров пластовых вод основных горизонтов ТТНК и ТТД

Параметры ТТНК ТТД

Плотность , г/мЗ 1,17 1Д9

Содержание ионов, мг-экв/100г:

К + , 300-350 260 - 300

м§++ 8-20 30-35

Са++ 35 -40 100 - 110

сг 350-400 400 - 420

БО4" 2,5-3,0 0,04 - 0,06

НСО'" 0,05-0,1 0,01- 0,02

Более высокую нефтеотдачу заводнением для ТТНК обеспечивают продуктивные пласты с лучшими физико-коллекторскими характеристиками. Однако, для них конечная нефтеотдача меньше, чем для ТТД, даже при более плотных сетках скважин и не менее напряженных системах воздействия.

Общий анализ основных геолого-физических характеристик месторождений Башкортостана показывает, что основными осложняющими факторами дальнейшей их разработки заводнением является развитая зональная неоднородность и сравнительно высокая остаточная нефтена-сыщенность пород-коллекторов, в которых сосредоточены основные запасы нефти.

Указанные факторы обуславливают сравнительно невысокие коэффициенты нефтеотдачи и малую эффективность традиционного метода

заводнения на обводненных месторождениях, вступающих в завершающую стадию разработки.

1.2 Состояние работ по повышению нефтеотдачи пластов

Разработка месторождений республики Башкортостан на поздних и заключительных стадиях с применением заводнения сопровождается значительными объемами добычи и закачки пластовых вод. Максимальный текущий водонефтяной фактор был достигнут в 1989 г. - 10,5 т/т. Остаточные извлекаемые запасы являются высокообводненными и в значительной степени выработанными, причем более 40% их относятся к труд-ноизвлекаемым и приурочены к низкопроницаемым карбонатным коллекторам, отобрано около 1,5 млрд.т нефти.

Средний коэффициент нефтеизвлечения составил 32,5% от начальных балансовых запасов нефти при проектном - 40,6%. Средняя вырабо-танность начальных извлекаемых запасов-80%, в т.ч. по песчаникам девона, нижнего карбона и, суммарно, по карбонатам- соответственно: 87,9%; 80,8%о и 54,2%. Остаточные извлекаемые запасы нефти (ОИЗ) составляют 369,4 млн.т, в т.ч. по терригенным коллекторам девона, ниж-него карбона и по карбонатам различного возраста-соответственно:24,1%; 44,3% и 31,6%. ОИЗ относятся к высокообводненным-средняя обводнен-ность равна 91,0%о. Из общего числа 89 месторождений или 61% характеризуются величиной запасов менее 1 млн.т на одно месторождение.

Анализ показывает, что большинство месторождений характеризуется поздней и завершающей стадиями разработки. Из числа разрабатываемых месторождений 64 или 45,1% при существующей системе относится к числу нерентабельных, с годовой добычей нефти менее2 млн.т, с ОИЗ, равными 88,4 млн.т.

В 1995 году в АНК "Башнефть" добыто 17,7млн.т нефти, в 1996г.-16,3 млн.т, а в 1997г. - 15,5 млн.т в том числе на территории республики -14,2 млн.т. Годовой темп отбора составил при этом 4,3% от ТИЗ. Средний дебит нефти - 3,2 т/сут.

Основными задачами в области повышения эффективности разработ