Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов промышленно освоенными методами разработки во всех странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным регионам составляет от 25 до 40 %. При большом различии свойств нефти, воды, газа и проницаемости нефтенасыщенных зон пластов не может быть одного универсального метода увеличения нефтеотдачи. Поэтому важно выбирать оптимальные решения для увеличения нефтеотдачи.
Данная проблема является весьма актуальной, так как недостаточное обращение должного внимания на выбор метода увеличения нефтеотдачи приводит к тому, что доля остаточных запасов нефти остается высоким.
В данной статье представлены результаты анализа методов увеличения и интенсификации нефтеотдачи, которые применяются на месторождениях северной части Республики Башкортостан.
Ключевые слова: месторождение, нефть, методы увеличение нефтеотдачи, карбонатный коллектор, терригенный коллектор.
Проведен анализ текущих геолого-технических мероприятий, применяемых на месторождениях севера республики Башкортостан. Учтено влияние геолого-физических и технологических параметров на эффективность выбранных методов.
Увеличение эффективности нефтеотдачи вусловиях карбонатных коллекторов
Для увеличения продуктивности добывающих скважин в условиях карбонатных коллекторов и увеличения приемистости нагнетательных скважин рекомендуются соляно-кислотные обработки. В условиях карбонатных коллекторов турней-фаменского яруса рекомендуется закачка кислоты замедленного действия. С целью ограничения притока воды к забоям добывающих скважин турней-фаменского яруса рекомендуется применение технологии полимер-кислотного воздействия.
Соляно-кислотные обработки предназначены для вызова притока из пласта методом химического воздействия на него, осуществляются в скважинах, в которых отсутствует или получен незначительный приток из пласта [1, с. 51].
Закачка кислоты замедленного действия в результате низкой скорости реакции с породой обеспечивает увеличение радиуса активного дренирования пласта, частичное растворение скелета породы, очистку поровых каналов от асфальтосмолопарафиновых отложений, механических загрязнений и глинистых частиц.
Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой под определенным давлением растворов кислот. Состав под давлением проникает в имеющиеся в пласте мелкие поры, трещины и расширяет их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины. Для обработки известняков, карбонизированных песчаников, коллекторов, загрязненных отложениями карбонатов, применяют 10–15 % раствор соляной кислоты.
С целью увеличения глубины кислотной обработки по простиранию продуктивного пласта и кратного прироста по дебиту нефти по добывающим скважинам турнейского яруса рекомендуется проведение кислотного ГРП.
Увеличение эффективности нефтеотдачи вусловиях терригенных коллекторов
С целью увеличения коэффициента продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин в условиях терригенных коллекторов рекомендуются глинокислотные обработки.
Фтористоводородная кислота в смеси с соляной кислотой применяется только для обработки скважин с терригенными коллекторами — песчаниками с контактным или глинистым цементом. Такие кислотные смеси принято называть глинокислотой.
Для целей обработки скважин с терригенными коллекторами глинокислота имеет неоспоримое преимущество перед соляной кислотой благодаря способности разлагать силикатные породообразующие минералы: алюмосиликаты глинистого цемента песчаников, алюмосиликаты глинистого раствора, задавленные в поровое пространство призабойной зоны в процессе вскрытия продуктивного пласта бурением, кварцевого материала и др.
Разложение глинокислотой породообразующих алюмосиликатов и растворение кварца приводит, в конечном счете, к образованию растворимых солей кремнефтористоводородной кислоты, хлористых и фтористых солей металлов, кремневой кислоты. Последняя может находиться в кислой среде в форме золя, но может также по достижении соответствующей концентрации или в результате полной ее нейтрализации превратиться в гель (студень), прочно запечатывающий поровое пространство пласта.
Условия застудневания золя кремневой кислоты достаточно изучены, поэтому при обработке скважин с применением глинокислоты необходимо извлекать из пласта закачанный кислотный раствор, прежде чем начнется застудневание золя кремневой кислоты с последующей кольматацией части порового пространства пласта.
Проанализировав опыт применения обработки скважин глинокислотой можно сделать следующие важные для практики выводы:
1) При наличии остаточной кислотности рабочего раствора не следует опасаться коагуляции золя кремневой кислоты, если в смесь кислот взято плавиковой кислоты (считая на 100 %-ый HF) не более 5 % общего количества раствора;
2) Не следует стремиться брать в смесь кислот соляной кислоты столько, чтобы содержание HCl было более 8–10 % общего количества рабочего раствора, так как увеличение концентрации HCl способствует ускорению коагуляции;
3) Необходимо процесс вести таким образом, чтобы избежать возможности полной нейтрализации общей кислотности раствора породой пласта, что приведет к немедленной коагуляции золя кремневой кислоты. Проще всего это можно достичь предварительной промывкой обрабатываемой зоны раствором соляной кислоты для выщелачивания карбонатных материалов, а уже затем подать раствор, содержащий плавиковую кислоту.
С целью селективной изоляции водопроводящих каналов на добывающих скважинах предлагается к внедрению технология закачки водоизолирующих составов (полимер и др.).
Физико-химическая сущность применения гелеобразующей оторочки на основе полимера заключается в том, что происходит фильтрация рабочего раствора в наиболее проницаемые водопромытые зоны со снижением проницаемости. Полимеры, в основном, являются полиэлектролитами и образуют гели при взаимодействии с ионами двухвалентных металлов пластовой воды [2, с. 122].
На основании обобщения и анализа опыта применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН), интенсификации добычи нефти (МИДН) на нефтяных месторождениях севера Республики Башкортостан для конкретных геолого-промысловых условий месторождения рекомендуются следующие методы воздействия:
– в условиях карбонатных коллекторов сакмарского яруса для обработки добывающих скважин — соляно-кислотные обработки;
– в условиях терригенных коллекторов алексинского горизонта для обработки добывающих скважин — глинокислотные обработки;
– в условиях терригенных коллекторов тульского и бобриковского горизонтов для обработки добывающих скважин — глинокислотные обработки, закачка водоизолирующих составов, для обработки нагнетательных скважин — глинокислотные обработки;
– в условиях карбонатных коллекторов турней-фаменского яруса для обработки добывающих скважин — соляно-кислотные обработки, закачка кислоты замедленного действия, полимер-кислотное воздействие, для обработки нагнетательных скважин — соляно-кислотные обработки.
С целью увеличение КИН, разработки сложных расчлененных и неоднородных пластов, характеризующихся высокой степенью прерывистости, с целью обеспечения гидродинамического взаимодействия пласта и системы скважин с трещинами гидроразрыва, для увеличения темпа отбора извлекаемых запасов, повышения нефтеотдачи за счет вовлечения в активную разработку слабодренируемых зон и пропластков и увеличения охвата пласта воздействием применяется ГРП.
Литература:
- Иванов С. И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. — 565 с.
- Разработка, внедрение и анализ эффективности осадкогелеобразующих технологий для увеличения нефтеотдачи и рентабельности эксплуатации залежей нефти с высокообводненной продукцией: отчет о НИР / Башнипинефть; рук. Гафуров О. Г. — Уфа, 2002. — 366 с.
