Презентация на тему "Разработка низкопроницаемых коллекторов"

Содержание

• 
  Слайд 1

  Разработка низкопроницаемых коллекторов

• 
  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.

• 
  Слайд 3

  Разработка низкопроницаемыхколлекторов тонкослоистого строения

  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).

• 
  Слайд 4

  Разработка низкопроницаемых коллекторов

  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.

• 
  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.

• 
  Слайд 6

  Влияние техногенных процессов(деформационных)

  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.

• 
  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

• 
  Слайд 8

  Зависимости проницаемости от эффективного давления

  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.

• 
  Слайд 9
  

  Снижение проницаемости и пористости при увеличении эффективного напряжения Результаты опытов изменения относительной проницаемости

• 
  Слайд 10
  

  Индикаторные диаграммы скважин пласта ВК1 Каменной площадиКрасноленинского месторождения

• 
  Слайд 11
  

  Индикаторная диаграмма скв. № 39 пласта Фм Озерного месторождения (Пермская область, Карбонатный пласт)

• 
  Слайд 12

  Методы интенсификации

  Системы горизонтальных скважин. Гидравлический разрыв пласта Горизонтальные скважины с ГРП

• 
  Слайд 13

  Газовые методы увеличения нефтеотдачинизкопроницаемых коллекторов

• 
  Слайд 14

  Газовые МУН

  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.   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).

• 
  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.

• 
  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.

• 
  Слайд 17

  Классификация газовых методов

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

• 
  Слайд 18

  Закачка диоксида углерода (СО2)

  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.

• 
  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).

• 
  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.

• 
  Слайд 21

  Схема вытеснения нефти диоксидом углерода

  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

• 
  Слайд 22

  Критерии применимости закачки диоксида углерода

• 
  Слайд 23

  Закачка азота

  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.

• 
  Слайд 24

  Критерии применимости закачки азота

• 
  Слайд 25

  Закачка углеводородных газов (С2 – С4)

  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.

• 
  Слайд 26

  Применение растворителей

  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.

• 
  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.

• 
  Слайд 28

  Водогазовое воздействие (ВГВ)

  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.

• 
  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.

• 
  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.

• 
  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.

• 
  Слайд 32

  Принципиальная схема водогазового воздействия

• 
  Слайд 33

  Водогазовое воздействие (ВГВ)

  Механизм увеличения нефтеотдачи: - уменьшение неоднородности фильтрационного потока, увеличение коэффициента охвата (по сравнению с газовыми методами) и коэффициента вытеснения (по сравнению с заводнением).

• 
  Слайд 34

  Недостатки ВГВ

  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.

• 
  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.

• 
  Слайд 36

  Схема вытеснения нефти водогазовым воздействием

  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

• 
  Слайд 37

  Критерии применимости водогазового воздействия

• 
  Слайд 38

  Критерии применимости водогазового воздействия с пенообразованием

• 
  Слайд 39