Презентация на тему Разработка низкопроницаемых коллекторов

низкопроницаемым коллекторам.
В свою очередь низкопроницаемые коллектора часто имеют

тонкослоистое строение, которое характеризуется наличием глинистого цемента в продуктивном пласте.

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).

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.

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.

низкими прочностными свойствами. При изменении эффективного давления наряду с

упругими деформациями происходит разрушение глинистого цемента и попадание твердых взвешенных частим (ТВЧ) в поток.

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

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.

опытов изменения относительной проницаемости

месторождения

месторождения (Пермская область, Карбонатный пласт)

с ГРП

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).

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.

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.

газ);
Закачка неуглеводородных газов (диоксид углерода, азот, продукты сгорания);
Водогазовое воздействие

(последовательная, попеременная, совместная закачка).

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.

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 нефтеотмывающих свойств).

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.

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

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.

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.

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.

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.

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.

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.

коэффициента охвата.

ВГВ обеспечивает увеличение коэффициента охвата по толщине

при вытеснении нефти водой и уменьшение остаточной нефтенасыщенности при вытеснении газом.

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.

потока, увеличение коэффициента охвата (по сравнению с газовыми методами)

и коэффициента вытеснения (по сравнению с заводнением).

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.

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.

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