Бесплатная горячая линия

8 800 301 63 12
Главная - Другое - Особенности разработки низкопроницаемых коллекторов

Особенности разработки низкопроницаемых коллекторов

Особенности разработки низкопроницаемых коллекторов

Новый подход к разработке месторождений нефти и газа с низкопроницаемыми коллекторами Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»


The purpose of this article is to justify universal and multipurpose way of unconventional oil and gas fields development with low permeable rocks based on pressure maintaining and in-situ hydrogen and hydrocarbons synthesis revealed through the authors’ lab experiments. Materials and methods The article presents brief summary of computer modeling results, obtained by means of commercial reservoir simulator tNavigator (Rock Flow Dynamics), and oil and gas fields development method in case of low permeable rocks, based on an previous laboratory experiments results analysis.

Results Presented simulation results correspond to a particular case and should not be absolutized at all. Obviously, feasible studies should comprise a large number of cases, but this was not the purpose of this paper. It is also clear that unpredictable effects could come.

As far as in real reservoir conditions, layered or zonal heterogeneity often has negative impact on oilfield development indices. Nevertheless, on a qualitative level the results of simulating proves that proposed approach to oil fields development with low permeable layers can lead to increased values of oil recovery.

The approach concerned to field development is realistic not only for oil, but also for gas condensate and, in some cases, gas deposits with low-permeability reservoirs. Conclusions Conducted laboratory studies and numerical experiments on sector model confirm enhanced efficiency of oil fields development in low-permeable reservoirs due to pressure maintenance by carbon dioxide injection in various modifications.

The method described and technological solutions possess a number of important peculiarities and additional positive factors. Namely, firstly, pressure maintenance permit each producing well to get much oil.

Incremental production may be several times higher thna the base case. Secondly, useful utilization of CO2 takes place, and according to laboratory experiments results additional generation of hydrogen and hydrocarbons occur as by-product of CO2 injection.

Thirdly, practicality of the proposed method, similar to the technical and technological solutions that have long been implemented in oil and gas industry. And world-wide experience of carbon dioxide application in oil fields development confirms multi-purposedness, universality and abundance of its employment.

Низкопроницаемые коллекторы. Повышение эффективности разработки с использованием современных технологий

Основную долю разрабатываемых и вводимых в освоение трудноизвлекаемых запасов нефти Западной Сибири составляет запасы легкой нефти в низкопроницаемых терригенных коллекторах (порядка 80%), в то время как их выработка не превышает 17% [4,5]. Разработка указанных запасов осуществляется с использованием заводнения на основе применения горизонтальных скважин (ГС), зарезки боковых стволов (ЗБС), гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Несмотря на достигнутые результаты в исследовании процессов разработки указанных коллекторов, имеет место существенное завышение расчетных (с использованием гидродинамических симуляторов) показателей разработки по сравнению с фактическими. Результаты обобщения промыслового опыта разработки исследуемых месторождений с применением горизонтальных скважин свидетельствуют о недостижении проектных дебитов по жидкости, вплоть до 50%. При этом имеет место высокий темп падения дебитов: по ряду скважин за 90 суток дебит по жидкости снизился до 60 и 87%, в соответствии с рисунками 1, 2 [4,5].

Рис. 1 Темп падения дебитов по жидкости в ГС Рис. 2 Темп падения дебитов в горизонтальной скважине с ГРП Рис.

3 Распределение проницаемости вблизи нагнетательной скважины Проведенный анализ основных проблем разработки исследуемых месторождений указывает на низкую эффективностью подсистемы поддержания пластового давления при заводнении, вследствие чего залежи разрабатываются при падении пластового давления, а добывающие скважины – при вынужденном снижении забойного давления.

При этом имеет место комплексное влияние на эффективность нефтеизвлечения деформационных процессов и роста газонасыщенности пластов. Имеет место кольматация призабойной зоны добывающих скважин вследствие фильтрационного разрушения и диспергирование глинистых частиц потоком флюида, заиливание щелевого фильтра, скопление невынесенного осадка в нижней части ГС. В нагнетательных скважин имеет место кольматация призабойной зоны твердыми взвешенными частицами.

В статье приведены результаты численных исследований эффективности современных технологий нефтеизвлечения, таких как газовое, водогазовое воздействие и заводнение с применением ГС и ГРП при учете снижения приемистости нагнетательных скважин и дебитов добывающих скважин вследствие протекающих физических процессов.

Геолого – промысловая характеристика объектов исследования Пласты имеют сложение геологическое строение, которое выражено чередованием прослоев и линз, характеризуется невыдержанностью нефтенасыщенной толщины по разрезу, крайне низкой вертикальной проницаемостью (вплоть до нуля).

Фильтрационно – емкостные свойства низкие, высокая начальная водонасыщенность, низкая фазовая проницаемость по нефти, в соответствие с таблицей 1. Пласты сложены рыхлыми, слабосцементированными породами с повышенным содержанием глинистой составляющей, что вызывает протекание деформационных процессов, сопровождающихся процессами кольматации и облитерации [2,4,5].

Таблица 1 Геолого-промысловая характеристика ачимовских отложений легкой нефти Моделирование загрязнения призабойной зоны нагнетательной скважины Учитывая наличие низкопроницаемых составляющих (до 3 мД), расхождение проектных и фактических данных может быть вызвано существенным снижением приемистости нагнетательных скважин при заводнении пресными и сточными водами вследствие наличия в закачиваемой воде твердых взвешенных частиц (ТВЧ), размер которых соизмерим с размерами поровых каналов.

Это приводит к процессам кольматации и облитерации в призабойных зонах нагнетательных скважин. С другой стороны качество закачиваемой воды, размеры и концентрация ТВЧ не учитываются при использовании гидродинамических симуляторов, что приводит к существенному завышению расчетных показателей разработки (завышения оценки КИН порядка 50%).

На основе обобщения результатов численных и промысловых исследований, проведенных авторами, для моделирования загрязнения призабойной зоны нагнетательных скважин предлагается использовать локальное измельчение скважинной ячейки, снижая проницаемости околоскважинных ячеек измельченной области. При воспроизведении динамики показателей разработки для условий, близких к условиям юрских и ачимовских отложений выявлены интервалы проницаемости основной сетки для которых необходимо снижение проницаемости в измельченных ячейках в соответствии с таблицей 2.

Таблица 2 Рекомендуемые интервалы снижения проницаемости в измельченных ячейках призабойной зоны нагнетательной скважины Получена хорошая сходимость расчетных и фактических значений отборов жидкости, в соответствии с рисунком 4, на котором приведены результаты адаптации по одной из скважин.

Первичные техногенные процессы, связанные с бурением, освоением и эксплуатацией скважин могут быть оценены посредством задания соответствующего скин-фактора. Рис. 4 Результаты адаптации гидродинамической модели для одной из скважин Деформационные процессы Исследования, проведенные авторами, по количественной оценке влияния изменения эффективного давления на фильтрационно-емкостные параметры низкопроницаемых, рыхлых слабосцементированных коллекторов Западной Сибири свидетельствуют о возникновении квазипластических деформаций, при которых упругое уплотнение пласта сопровождается процессами кольматации и облитерации.
Рис. 4 Результаты адаптации гидродинамической модели для одной из скважин Деформационные процессы Исследования, проведенные авторами, по количественной оценке влияния изменения эффективного давления на фильтрационно-емкостные параметры низкопроницаемых, рыхлых слабосцементированных коллекторов Западной Сибири свидетельствуют о возникновении квазипластических деформаций, при которых упругое уплотнение пласта сопровождается процессами кольматации и облитерации.

Это приводит к необратимым потерям ФЕС и, как следствие, гистерезису пористости и проницаемости [1,3]. Получена и апробирована количественная зависимость проницаемости от изменения эффективного давления, в основе которой лежит тот факт, что в процессе снижения пластового давления происходит изменение коэффициента изменения проницаемости в экспоненциальной зависимости, т.е. после каждого дополнительного снижения пластового давления коэффициент увеличивается: где

— коэффициент изменения проницаемости в возмущенном пласте при начальном пластовом давлении, 1/МПа;

— коэффициент, учитывающий изменение коэффициента

1/МПа.

Зависимость проницаемости системы от пластового давления на основе формулы 1 может описываться уравнением [1,2]: Типичный вид зависимостей проницаемости от пластового давления и индикаторных линий, полученных по данным мониторинга для условий Ем-Еговской площади Красноленинского месторождения и ачимовской залежи месторождений Западной Сибири представлен на рисунках 5 и 6. Рис. 5 Индикаторные диаграммы скважин пласта ВК1 Каменной площади Красно-ленинского месторождения, по данным мониторинга При воспроизведении динамики показателей разработки оценен диапазон изменения коэффициента, учитывающего необратимые потери коллекторских свойств для викуловских отложений Ем-Еговской площади Красноленинского месторождения и ачимовской залежи, который изменяется соответственно от 03 до 0.45 1/МПа и от 0.2 до 0.3 1/МПа; параметр α0 изменяется от 0.001 до 0.002 1/МПа. Можно полагать, что при достижении критической депрессии дебит скважины резко снижается, поскольку процессы кольматации и облитерации становятся определяющими, резко снижая пропускную способность коллектора и дебит скважины, в соответствии с рисунками 5,6.

Аналогичные результаты получены для юрских отложений по данным мониторинга скважин, в соответствии с рисунком 6 [1,3,5]. Рис. 6 Индикаторные диаграммы скважин по данным мониторинга для скважин ачимовских отложений С учетом описанных выше исследований была проведена адаптация гидродинамических моделей для исследуемых пластов; получена хорошая сходимость расчетных и фактических данных.

На рисунке 6 приведены расчетная и фактическая динамики накопленной добычи нефти по одной из горизонтальных скважин Ем-Еговской площади. Следует отметить, что для учета деформационных процессов и роста газонасыщенности пласта, а также кольматации призабойной зоны нагнетательной скважины необходимо локальное измельчение скважинных ячеек, а в некоторых случаях и главной сетки.

Результаты исследований и рекомендации по применению технологий газового, водогазового воздействия и заводнения на основе применения ГС для условий Фаинского месторождения В расчетах использовалась гидродинамическая модель трехмерной трехфазной фильтрации, в которой учтены наиболее характерные геолого-промысловые особенности ачимовской залежи. Расчеты проведены на модели, охватывающей купольную часть залежи, имеющей наибольшие нефтенасыщенные толщины (рисунок 8). Добывающие скважины являются горизонтальными и вскрывают всю толщину пласта, забойные давления – 7,11,15 МПа; нагнетательные — наклонно-направленные (ННС).

Рис. 7 Динамика накопленной добычи жидкости по одной из горизонтальных скважин (викуловские отложения); расчет 1 проведен без учета деформационных процессов При моделировании учтены указанные выше физические процессы, снижающие дебиты добывающих и приемистости нагнетательных скважин, а также снижение приемистости нагнетательных скважин вследствие гистерезиса относительных фазовых проницаемостей в системе “газ-вода”, причем принималась величина остаточной газонасыщенности порядка 30%. Все скважины вводятся в эксплуатацию с проведением гидравлического разрыва пласта (ГРП). Наличие выделенного направления развития трещины ГРП в северо-западном направлении учтено изменением направления рядов добывающих горизонтальных и нагнетательных наклонно- направленных скважин вдоль развития трещины ГРП.

В данном случае снижаются риски уменьшения коэффициента охвата, быстрого роста обводненности за счет “кинжального” прорыва закачиваемых вод.

Водогазовое воздействие осуществлялось путём чередующейся закачки оторочек воды и газа. Размер каждой оторочки составлял 10 % от начального объёма нефти в пластовых условиях участка пласта, охваченного воздействием нагнетательной скважины. При чередующемся ВГВ вода и газ закачиваются сменяющими друг друга оторочками.

По характеру вытеснения нефти газом моделировалось несмешивающееся вытеснение с учетом массообмена между нефтью и газом, который сопровождается изменением их физико-химических свойств в переходной зоне. Состав газа для закачки в пласт соответствует углеводородному газу, который представлен сухим газом (доля метана более 90 %). Состав оторочки газа однородный.

Для реализации ВГВ и закачки газа использован попутный газ, добываемый только с исследуемой залежи.

Более подробно указанные численные исследования приведены в [5]. Рис. 8 Рядная система расстановки скважин на карте эффективных нефтенасыщенных толщин Таблица 3 Варианты моделирования и полученные результаты Результаты численных исследований, представленные а таблице 2, позволяют обосновать выбор технологии водогазового воздействия с применением рядной системы разработки с добывающими горизонтальными и нагнетательными наклонно-направленными скважинами.

При заводнении обоснована оптимальная длина горизонтального участка 500 м, расстояние между рядами нагнетания и отборов — 300 м.

Забойное давление для добывающих ГС принято равным 11 МПа, что соответствует обоснованной критической величине. По сравнению с вариантом разработки с традиционным заводнением с забойным давлением 11 МПа при водогазовом воздействии с забойным давлением 11 МПа с применением наклонно-направленных добывающих скважин увеличение КИН составляет 7,9 %; с применением горизонтальных добывающих скважин увеличение КИН составляет 9,5 %.

Учитывая вышеизложенное, представленные результаты адаптации гидродинамических моделей низкопроницаемых коллекторов в терригенных отложениях легкой нефти Западной Сибири с учетом протекающих физических процессов, снижающих дебиты и приемистости скважин, на основе которых проведен сравнительный анализ технологий разработки и выработаны рекомендации по повышению эффективности нефтеизвлечения. Литература 1. Мищенко И.Т., БравичевК.А., Бравичева Т.Б. Обоснование энерго-сберегающих экологически безопасных технологических ре-шений по управлению разработкой трудноизвлекаемых запасов с учетом изменения эффективного напряжения.

«Вестник ассоциации бу-ровых подрядчиков», № 3, 2021. Стр 2-5 2. Р.Р. Раянов, К.В. Казаков, К.А.

Бравичев

«Поиск оптимального вари-анта разработки низкопроницаемого и неоднородного ачимовского пласта месторождения Западной- Сибири»

, «Нефть, Газ и Бизнес», № 2 2016г., стр.23-29. 3. Мищенко И.Т., Бравичев К.А., Загайнов А.Н.

Обоснование техноло-гии циклического заводнения пластов с суперколлекторами в усло-виях упругих деформаций. // Нефтяное хозяйство, 10/2014, с.

89-91. 4. Боксерман A.A., Мищенко И.Т. Пути преодоления негативных тенден-ций развития НТК России// Технологии ТЭК.

– 2006. – №4. – С. 30-36. 5. Раянов Р. Р. Обоснование технологии разработки низкопроницаемых неоднородных коллекторов с применением горизонтальных скважин: дисс. канд. техн. наук: 25.00.17 / Раянов Роберт Ришатович М.: 2016.

– 146 с.

Технологические особенности интенсификации нефтедобычи из низкопроницаемых коллекторов

 Как показано в многочисленных работах отечественных и зарубежных ученых, при гидроразрыве низкопроницаемых пластов ачимовской толщи дебиты по жидкости возрастают при увеличении массы проппанта и его максимальной концентрации.

В связи с низкими коллекторскими свойствами пластов ачимовской толщи для интенсификации добычи ввод скважин из бурения обычно рекомендуется совместно с проведением ГРП. На наиболее перспективных объектах рекомендуется проведение ГРП по технологии FiberFrac (Schlumberger). FiberFRAC — технология армирования жидкости ГРП растворимым волокном с целью понижения загрузки полимера и улучшения транспортных свойств жидкости.

FiberFRAC — технология армирования жидкости ГРП растворимым волокном с целью понижения загрузки полимера и улучшения транспортных свойств жидкости. Волокна FiberFrac удерживают зерна проппанта от осаждения в период закрытия трещины, а впоследствии полностью растворяются (для качественного растворения необходима температура выше 85ºС).

В процессе деградации волокон создается химическая среда, способствующая лучшей деструкции геля.

А также в условиях пониженного пластового давления опробовать азотно-пенное воздействие (Newco Well Service, Schlumberger и др.). Данная технология позволяет контролировать рост высоты трещины за счет низкой вязкости вспененной жидкости разрыва, обеспечивает: немедленную отработку скважины за счет энергии растворенного азота, что улучшает очистку трещины от закачанного полимера, в том числе на скважинах с низким пластовым давлением; сохранение реологических свойств при снижении полимерной загрузки; низкое или полное отсутствие полимеров в жидкой фазе; до 70 % меньшее количество жидкости (актуально для пластов, чувствительных к воде); высокие показатели эффективности жидкости разрыва. При обработке нижележащих объектов для снижения обводненности продукции и перераспределения профиля притока рекомендуются технологии на основе модификаторов фазовых проницаемостей (МФП): AquaCon TM BJ Services, Cw-Frac SM Halliburton, разработки ЗАО «Химеко-ГАНГ», WCA-1 (NEW-CO Well Service).

Как правило, МФП представляет собой гидрофильный полимер со средней молекулярной массой на основе полиакриламида. Данные составы закачиваются в виде оторочки (перед подушкой жидкости разрыва) или могут добавляться к жидкостям гидроразрыва на водной или углеводородной основе, обеспечивая снижение фазовой проницаемости по воде.

Принцип их действия основан на изменении смачивающих свойств породы за счет осаждения (адсорбции) полимера на стенках поровых каналов. Технологии ЗАО «Химеко-ГАНГ», по утверждению разработчиков, можно успешно применять и на обводнившихся скважинах. Пласты ЮС1 также характеризуются низкими коллекторскими свойствами, поэтому при проведении ГРП необходимо создание длинных трещин с закачкой более 5 т проппанта на метр эффективной мощности; оптимальный объем проппанта должен определяться на основе моделирования по критерию экономической целесообразности с учетом потенциальной эффективности обработки, обеспечивая при необходимости селективную обработку нефтенасыщенной части в случае малых глинистых перемычек, отделяющих водонасыщенные пропластки.

В чисто-нефтяной зоне залежи возможно применение высоких масс проппанта при проведении ГРП без риска увеличения обводненности. При выполнении обработок рекомендуется использование комбинаций проппантов нескольких фракций (в начале обработки подается мелкая фракция, применение которой призвано закрепить кончик трещины; среднезернистым проппантом заполняется основной объем созданной трещины; крупнофракционный расклинивающий агент закачивается на конечной стадии подачи проппанта, его размер и количество должны определяться на этапе моделирования трещины гидроразрыва, исходя из ширины трещины в прискважинной зоне. Кроме того, для низкопроницаемых коллекторов можно рекомендовать проведение обработок совместно с гидромеханической щелевой перфорацией (ГМЩП), позволяющей снизить трение в перфорационных каналах, улучшить гидродинамическую связь «скважина-пласт».

ГМЩП позволяет улучшить связь ствола скважины с пластом и облегчить прохождение проппанта через отверстия в колонне по сравнению со стандартной кумулятивной перфорацией.

ГМЩП особенно рекомендуется при проведении ГРП в условиях применения высоких максимальных концентраций проппанта, высокой степени заглинизованности пластов ачимовской толщи. Для прогноза дебита жидкости после ГРП в основном используются эмпирические зависимости от эффективной мощности пласта, обводненность задается по результатам геолого-промыслового анализа участка, планируемого для проведения обработки. По некоторым скважинам иногда возникает необходимость скважинам проводить корректировку показателей на основе фактического опыта применения ГРП на соседних скважинах.

Основными проблемами, которые приводят к снижению эффективности ГРП, являются опережающее обводнение скважин и относительно быстрое снижение эффекта со временем (от3-до 6 мес.) Для восстановления высоких темпов отбора рекомендуется проведение повторных ГРП. Однако, зачастую повторные ГРП увеличивают обводненность продукции и снижают прирост дебита нефти.
Однако, зачастую повторные ГРП увеличивают обводненность продукции и снижают прирост дебита нефти.

На основании опыта ОАО «Сургутнефтегаз», восстановление проницаемости трещин с помощью кислотных обработок является перспективным дополнением к ГРП. Для восстановления эффективности ГРП рекомендуется вместо повторных ГРП применять следующие методы интенсификации притока нефти:

  • Изоляция водонасыщенных интервалов пласта и заколонного пространства скважины.
  • Для химических обработок необходимо использовать кислотные растворы, подобранные по объему и хим. составу, соответствующими геолого-техническим условиям;
  • Химические методы очистки трещин в комплексе с методами механической очистки ПЗП (отбор жидкости струйным насосом, свабированием, понижением уровня азотно-компрессорным методом);
  • Глубоко-проникающие перфорационные системы в жидкостях, сохраняющих коллекторские свойства продуктивных пластов;

Суммируя вышесказанное, можно сделать следующие выводы:

  • Выбор и планирование скважин под ГРП должны осуществляться с учетом влияния системы нагнетательных скважин, а также энергетики пласта (текущих пластовых давлений).

  • Для восстановления эффективности ГРП рекомендуется использовать методы очистки трещин с целью улучшения их проницаемости.

    К таким методам можно отнести кислотную или глинокислотную обработки. В результате кислотного воздействия в добывающих скважинах продуктивность может достигнуть близких к максимальным значениям, полученных после ГРП.

  • Успех большинства проведенных ГРП в основном зависят от способности оценивать характеристики и несущие механизмы, те что контролируют проведение гидравлического разрыва пласта.

    Под механизмами при разработке понимается возможность внести необходимые изменения чтобы обеспечить оптимальное размещение проппанта и следовательно максимизировать экономические результаты.

Литература:

  • Понкрац Р., Кувшинов И.

    К., Латкин К. Э. Эволюция технологии гидравлического разрыва пластов в России, Halliburton, «Роснефть», SPE 114876, Москва, 2008.

  • Телков А. П. Схема проектирования процесса воздействия, геолого-физические критерии и условия выбора скважин и объектов для ГРП / А. П. Телков, М. И. Забоева, Карнаухов А.

    Н. // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. тр. науч. практ. конф. посвящ. 5-летию ИНиГ. — Тюмень, 2005.

    — Том 1. — С.255–231.

Презентация на тему «Разработка низкопроницаемых коллекторов»

  1. 0.0 оценка
  2. 32 загрузки

Включить эффекты 1 из 39 Смотреть похожие Код для вставки ВКонтакте Одноклассники Facebook Твиттер Телеграм Ваша оценка презентации Оцените презентацию по шкале от 1 до 5 баллов

  1. 4
  2. 3
  3. 2
  4. 1
  5. 5

0.0 0 оценок Добавить свою рецензию , чтобы добавить рецензию. Посмотреть и скачать бесплатно презентацию по теме «Разработка низкопроницаемых коллекторов».

pptCloud.ru — каталог презентаций для детей, школьников (уроков) и студентов.

  1. Количество слайдов 39
  2. Слова
  3. Формат pptx (powerpoint)
  4. Конспект Отсутствует
  1. Слайд 36 1 – нагнетательная скважина; 2 – добывающая скважина; 3 – водогазовая зона; 4 – газ (СО2); 5 – водогазовая зона; 6 – газ; 7 – зона смешения; 8 – вал нефти; 9 – зона начального состояния пласта
  2. Слайд 37
  3. Слайд 14 1.
    Основными причинами низкой эффективности закачиваемого газа является его малая вязкость, которая в 10-15 раз ниже вязкости воды а, следовательно, его высокая подвижность, которая приводит к быстрому прорыву в добывающие скважины по высокопроницаемым слоям, резкому снижению дебитов скважин по нефти и низкому охвату пласта процессом вытеснения.

    Основными причинами низкой эффективности закачиваемого газа является его малая вязкость, которая в 10-15 раз ниже вязкости воды а, следовательно, его высокая подвижность, которая приводит к быстрому прорыву в добывающие скважины по высокопроницаемым слоям, резкому снижению дебитов скважин по нефти и низкому охвату пласта процессом вытеснения. Смешивающее вытеснение происходит в пласте при последовательном многоконтактном обмене компонентами между нефтью и газом.

    При этом нефть отдает часть компонентов газу, который становится обогащенным (коэффициенты вытеснения могут достигать значения 0,95 – 0,98).

  4. Слайд 26 Растворители – это сложные углеводородные жидкости, состоящие из углеводородных газов, бензина, конденсата и т.д. В качестве растворителя обычно используются пропан-бутановые смеси, доля которых в ШФЛУ составляет не менее 60%. На границах раздела нефть-растворитель и сухой газ-растворитель должно происходить неограниченное смешивание.

    Процесс вытеснения происходит без образования двухфазной области. Для выполнения этого условия углеводородные газы должны находиться в пластовых условиях в жидкой фазе.

    Значение пластовой температуры должно быть ниже значения критической температуры, а пластовое давление должно быть выше давления упругости пара закачиваемого углеводорода.

  5. Слайд 16 2. В заводненных пластах для доизвлечения остаточной нефти могут применяться методы, использующие рабочие агенты, которые способны растворяться в нефти, не образуя границу раздела между рабочим агентом и нефтью и сводящие до нуля поверхностные силы.

    К таким методам могут быть отнесены газовые методы увеличения нефтеотдачи. 3. Область применения газовых методов: — низкопроницаемый коллектор; — высокообводненные пласты; — глубокозалегающие пласты; — вязкие нефти; — подгазовые зоны.

  6. Слайд 25 При закачке газа высокого давления часть газа растворяется в нефти, а часть нефтяных компонентов испаряется в газовую фазу.

    Составы и свойства фаз меняются, в пласте образуется смесь углеводородов переменного состава.

    Закачка сухого газа – метана применяется на месторождениях с маловязкой нефтью. Давление нагнетания изменяется в пределах 25 – 45 МПа. При закачке жирного газа (С4 – С5) – газ, содержит более 20% пропана, давление закачки должно превышать 15 МПа.

    Добавка в сухой газ промежуточных углеводородов позволяет получить обогащенный газ и достичь полного смешивания с нефтью при давлении от 10 до 20 МПа. Чем выше пластовое давление, тем более дешевый газ рекомендуется применять.

  7. Слайд 28 Метод водогазового воздействия предусматривает закачку в пласт в различных сочетаниях воды и газа.

    Газ может применяться как углеводородный, так и неуглевородный.

    К первым технологиям водогазового воздействия относится карбонизированное заводнение – попеременная закачка диоксида углерода и воды. Технологии водогазового воздействия: смешивающееся вытеснение; несмешивающееся вытеснение; попеременная закачка оторочек воды и газа; сочетание ВГВ с пенообразующими полимерами.

  8. Слайд 21 1 – нагнетательная скважина; 2 – добывающая скважина; 3 – проталкивающая жидкость (вода); 4 – газ (СО2); 5 – вода; 6 – газ; 7 – зона смешения; 8 – вал нефти; 9 – зона начального состояния пласта
  9. Слайд 23 Полная смешиваемость азота с нефтью достигается при больших давлениях — более 35 МПа. Низкая растворимость: в легкой нефти растворимость азота равна 35-45 м3/м3, в тяжелой нефти – растворимость составляет 15 – 25 м3/м3. К основным недостаткам метода можно отнести вязкостную и гравитационную неустойчивость.

    При совместном применении с ПАВ в пласте образуются двухфазные пены, снижающие фазовую подвижность газа. Вместо азота можно применять дымовые газы, которые на 80% состоят из азота.

  10. Слайд 24
  11. Слайд 27 Применение ШФЛУ направлено на увеличения коэффициента вытеснения. Оторочка растворителя в основном состоит из пропана и бутана. Технология предусматривает закачку оторочки с последующим проталкиванием углеводородным газом.

    Объем оторочки составляет не менее 0,05 Vпор. В области контакта с газом вязкая нефть, содержащая значительное количество природных ПАВ, “вспенивается”, т.е. происходит процесс насыщения газом, который находится в виде микропузырьков.

    В пласте формируется мелкодисперсная смесь. Благодаря вспениванию нефти значительно снижаются силы поверхностного натяжения на границе газ-нефть и, следовательно, увеличивается коэффициент вытеснения.

  12. Слайд 35 При реализации метода ВГВ на месторождениях с высоковязкой нефтью, содержащей природные ПАВ, возможно образование пен (снижение приемистости скважин).

    Закачиваемая вода должна иметь температуру 50 – 60 ºС.

    Образование пены также приводит к улучшению условий вытеснения нефти водогазовой смесью за счет снижения фазовой проницаемости для газа и сохранения фазовой проницаемости для нефти, что приводит к улучшению соотношения подвижностей газа и воды.

  13. Слайд 20 К недостаткам метода можно отнести: — снижение коэффициента охвата; — при неполной смешиваемости с нефтью в газовую фазу переходят легкие фракции углеводородов; — коррозия скважин; — проблемы утилизации газа. — осаждение асфальтенов в пористой среде (снижение приемистости).

    — отложение водонерастворимых солей.

  14. Слайд 17 Закачка углеводородных газов (сухой и обогащенный газ); Закачка неуглеводородных газов (диоксид углерода, азот, продукты сгорания); Водогазовое воздействие (последовательная, попеременная, совместная закачка).

  15. Слайд 11 Индикаторная диаграмма скв. № 39 пласта Фм Озерного месторождения (Пермская область, Карбонатный пласт)
  16. Слайд 8 1. Степенная зависимость: где — коэффициент изменения проницаемости; п — показатель степени равный 2, 3, 4, … .

    2. Полиномиальная: где — коэффициенты, определяемые из экспериментов. 3. Экспоненциальная: где k0 — проницаемость системы при начальном пластовом давлении, мД; αк — коэффициент изменения проницаемости, 1/МПа; 4.

    «Двойная экспонента» где k0 – проницаемость системы при начальном пластовом давлении; α0 — коэффициент изменения проницаемости при р0, 1/МПа; -коэффициент изменения коэффициента α, 1/МПа, учитывает необратимые потери фильтрационно – емкостных свойств.

  17. Слайд 34 К основным недостаткам метода можно отнести: — существенное уменьшение приемистости нагнетательных скважин, как по воде, так и по газу за счет снижения фазовой проницаемости в призабойной зоне.

    Для газа приемистость скважины сокращается в 8 – 10 раз, по воде – в 4 – 5 раз; — гравитационная сегрегация. Гравитационное разделение газа и воды в пласте может снижать эффективность вытеснения нефти и охвата пласта процессом на 10-20 % в зависимости от неоднородности пласта и соотношения вязкостей нефти и воды; — трудности в регулировании и контроле скорости фильтрации газовой фазы; — гидратообразование в призабойной зоне нагнетательных скважин (Газовые гидраты — кристаллические соединения, образующиеся при определённых термобарических условиях из воды и газа); — высокая стоимость компрессорного оборудования.

  18. Слайд 19 6. При закачке в пласт диоксида углерода применяются следующие технологии: — непрерывная закачка газа; — оторочка газообразного СО2; — оторочка жидкого СО2 (до пластовой температуры 31°С); — циклическая закачка газа и воды (ВГВ).

    Механизм увеличения нефтеотдачи: Изменение вязкости нефти и воды (улучшение соотношения подвижностей); Увеличение объемного коэффициента нефти (объемное вытеснение); Снижение межфазного натяжения на границе нефть – вода (улучшение нефтеотмывающихсвойств).

  19. Слайд 33 Механизм увеличения нефтеотдачи: — уменьшение неоднородности фильтрационного потока, увеличение коэффициента охвата (по сравнению с газовыми методами) и коэффициента вытеснения (по сравнению с заводнением).
  20. Слайд 31 Продолжительность эффекта от применения ВГВ связано с размерами и длительностью сохранения двухфазной области: вода и газ, которая обеспечивает проявление комбинированного эффекта.

    В гидрофильной среде газ движется по наиболее крупным порам, в то время как вода будет стремиться занять более мелкие поры и вытеснять из них нефть. При ВГВ должно быть обеспечено равномерное распределение газа по пласту, с тем, чтобы движение газа и воды шло с одинаковой скоростью. При реализации ВГВ необходимо контролировать подвижность газа, препятствуя формированию сплошной газовой фазы.

    Газ должен находится в виде микропузырьков, которые частично могут адсорбироваться на стенках поровых каналов и увеличивать подвижность нефти (эффект газовой смазки). Наличие микропузырьков газа в воде приводит к увеличению ее вязкости, что также увеличивает коэффициент охвата.

  21. Слайд 32
  22. Слайд 3 Месторождения: Рябчик (Самотлор), Ем-Еговская, Талинская, Каменная площади Красноленинского месторождения, Фаинское месторождение и т.д.

    Характеризуются: Переслаиванием большого числа песчано-слоистых пропластков Содержанием глинистого материала в продуктивных песчаных прослоях (объемная глинистость от 2 до 5%). Содержание глины от 8% и выше делает кварцевый песок непроницаемым.

    Низкой проницаемостью, слоистой неоднородностью, низкой продуктивностью (приемистостью).

  23. Слайд 10 Индикаторные диаграммы скважин пласта ВК1 Каменной площадиКрасноленинского месторождения
  24. Слайд 5 Коллектора обладают низкими прочностными свойствами.

    При изменении эффективного давления наряду с упругими деформациями происходит разрушение глинистого цемента и попадание твердых взвешенных частим (ТВЧ) в поток.

    Для предотвращения снижения приемистости возможно закачивание: пластовой воды или 5% раствора хлористого кальция. Необходима тонкая очистка воды от механических примесей. Соизмеримость размеров поровых каналов и ТВЧ является высокой (всего в 5-7 раз меньше размеров пор), что может привести к кольматации сужений поровых каналов.

  25. Слайд 15 При постоянной температуре существует такое минимальное давление, при котором газ может неограниченно растворяться в нефти, это давление называется давлением смешивания.

    Давление смешивания зависит от термобарических условий пласта и от состава нефти. Чем легче нефть и чем больше в ней ароматических углеводородов, тем меньше значение давления смешивания. Отрицательными факторами, влияющими на эффективность газовых методов, являются низкая плотность и вязкость газа, приводящих к вязкостной и гравитационной неустойчивостью.

    При применении газовых методов достигаются высокие значения коэффициента вытеснения при низких значениях коэффициента охвата.

  26. Слайд 18 Диоксид углерода растворяется в воде, что приводит к увеличению ее вязкости примерно на 30%.

    С увеличением минерализации воды растворимость в ней диоксида углерода снижается.

    При взаимодействии СО2 с водой образуется угольная кислота Н2СО3, которая может растворять некоторые виды цемента и карбонатные породы, что приводит к увеличению проницаемости.

    Диоксид углерода растворяется в нефти, что приводит к уменьшению ее вязкости, причем тем значительнее, чем больше начальная вязкость. Растворимость диоксида углерода в нефти приводит к увеличению объемного коэффициента нефти до 1,5 — 1,7. 5. На растворимость диоксида углерода в нефти влияет температура, давление и масса нефти (с уменьшением массы нефти растворимость СО2 увеличивается).

    Растворимость диоксида углерода в воде зависит от содержания солей, с увеличением солености воды растворимость газа снижается.

  27. Слайд 6 Как отмечалось, низкопроницаемые коллектора обычно обладают низкими прочностными свойствами.

    При изменении эффективного давления наряду с упругими деформациями происходит разрушение глинистого цемента и попадание твердых взвешенных частим (ТВЧ) в поток.

  28. Слайд 9 Снижение проницаемости и пористости при увеличении эффективного напряжения Результаты опытов изменения относительной проницаемости
  29. Слайд 2 Подавляющая доля трудноизвлекаемых запасов приурочена к низкопроницаемым коллекторам. В свою очередь низкопроницаемые коллектора часто имеют тонкослоистое строение, которое характеризуется наличием глинистого цемента в продуктивном пласте.

  30. Слайд 13
  31. Слайд 1
  32. Слайд 39
  33. Слайд 30 Эффект от применения ВГВ: выравнивание профиля вытеснения; увеличение коэффициента охвата. ВГВ обеспечивает увеличение коэффициента охвата по толщине при вытеснении нефти водой и уменьшение остаточной нефтенасыщенности при вытеснении газом.
  34. Слайд 4 Опыт разработки свидетельствует, что при заводнении не учитывается наличие глинистых минералов в продуктивном коллекторе.

    Это приводит к режиму разработки при истощении пластовой энергии – приемистость нагнетательных скважин резко снижается во времени. Это связан с разбуханием глинистых компонент при закачке в пласт пресных и сточных вод.

    При закачке пресных и сточных вод имеет место адсорбция нефтяных компонент на поверхности глинистых минералов в присутствии воды -ГИДРОФОБИЗАЦИЯ коллектора. Это приводит к увеличению пленочной остаточной нефти – снижение КОЭФФИЦИЕНТА ВЫТЕСНЕНИЯ.

  35. Слайд 29 Технологии по месту образования водогазовой смеси можно разбить на три группы: совместная закачка воды и газа с образованием водогазовой смеси на устье скважины; совместная закачка воды и газа с образованием водогазовой смеси в стволе скважины; совместная закачка воды и газа с образованием водогазовой смеси в пласте.

    При реализации метода водогазового воздействия можно применять сухой (метановый) и обогащенный промежуточными компонентами (С2-С6) углеводородный газ, а также диоксид углерода (СО2), азот (N2), дымовые и другие газы или их смеси. При совместной закачке газ и вода нагнетаются в пласт, образуя водогазовую смесь.

  36. Слайд 38
  37. Слайд 7 проникновение жидкости глушения и промывочной жидкости в процессе подземного ремонта и освоения скважины; проникновение механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины; деформация пород на забое скважины при бурении; снижение проницаемости и пористости при увеличении эффективного напряжения; снижение фазовой проницаемости по жидкости (нефти) при снижении забойного давления ниже давления насыщения пластовой нефти газом; снижение фазовой проницаемости по нефти от водонасыщенности пласта при разработке месторождения (с использованием заводнения, в случае образования водяных конусов и др.); набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора при насыщении его пресной водой; выпадение и отложение асфальтено-смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно-добываемой воды при изменении термобарических условий.

    Основные физические процессы, протекающие в околоскважинных зонах

  38. Слайд 12 Системы горизонтальных скважин. Гидравлический разрыв пласта Горизонтальные скважины с ГРП
  39. Слайд 22

Посмотреть все слайды 126 107 32 30 23 75 44 73 38 Хотите разместить данную презентацию на своем сайте? Вставьте данный скрипт на свой сайт.

Разработка низкопроницаемых коллекторов

«https://pptcloud3.ams3.digitaloceanspaces.com/html5ppt/259131/index.html»

style=»width: 680px; height: 490px;» allowfullscreen> Скопировать код Спасибо, что оценили презентацию.

Последние новости по теме статьи

Важно знать!
  • В связи с частыми изменениями в законодательстве информация порой устаревает быстрее, чем мы успеваем ее обновлять на сайте.
  • Все случаи очень индивидуальны и зависят от множества факторов.
  • Знание базовых основ желательно, но не гарантирует решение именно вашей проблемы.

Поэтому, для вас работают бесплатные эксперты-консультанты!

Расскажите о вашей проблеме, и мы поможем ее решить! Задайте вопрос прямо сейчас!

  • Анонимно
  • Профессионально

Задайте вопрос нашему юристу!

Расскажите о вашей проблеме и мы поможем ее решить!

+