Статистическое распределение пористости

Интервал пористости	Середина интервала,%	Количество	Частость, Z%
8-9 9-10 10-11 11-12 12-13 13-14 >14	8,5 9,5 10,5 11,5 12,5 13,5 14,5		2,0 15,3 26,5 31,3 18,2 0,7
Всего

Таблица 2.2

Зависимость пористости от нефтенасыщенной толщины пласта

 

Интервал изменения нефтенасы-щенной толщины, м	Средняя пористость, m%
0-2 2-4 4-6 6-8 8-10	10,75 11,10 11,73 12,78 13,94
Всего	11,0

 

2.7 Проницаемость пласта

Абсолютная проницаемость пласта определялась в ЦНИПРе НГДУ Аксаковнефть путем анализа образцов керна из 110 скважин. Средняя проницаемость по воздуху при линейной фильтрации составила по 940 образцам керна 0,0068 мкм2. Анализом установлено, что изначально нефтенасыщенные образцы имеют большую проницаемость, чем водонасыщенные, которая в среднем по 807 определениям составляет 0,0078 мкм2. По 133 водонасыщенным образцам керна средняя проницаемость составила 0,0008 мкм2.

Нефтенасыщенный пласт с проницаемостью менее 0,05 мкм2, относящийся по отраслевой классификации к трудноизвлекаемым, встречается в 95% скважин.

Таким образом, по фильтрационной характеристике залежь нефти в карбонатных кизеловского горизонта относится к трудноизвлекаемым. Из теории и практики известно, что от проницаемости пласта зависит время восстановления пластового давления, которое при приведенных величинах проницаемости изменяется от 15 до 45 суток.

При определении проницаемости образцов керна с пористостью 5-8% оказалось, что последние, в большинстве, непроницаемые.

Незначительная проницаемость установлена в образцах, имеющих видимые горизонтальные трещины по стилолитовым швам.

Образцы керна, с такой пористостью имели нефтенасыщенность. Практически, в результате эксплуатационного разбуривания залежи, в скважинах, имеющих пористость 6-8% при освоении имеется приток нефти и они вводятся в эксплуатацию. Освоение большого количества нагнетательных скважин, более 50% которых расположены в зонах пониженных толщин и имеющих пористость 6-8%, не вызывало технологических затруднений. Скважины устойчиво, в течение многих лет, принимают пластовую высокоминерализованную девонскую воду при давлениях 3,0-6,0 МПа. Средняя приемистость составляет при этом давлении на устье 70-80 м3/сутки.

 

2.8. Нефтенасыщенность пласта

По керну нефтенасыщенность пласта неравномерная, пятнами различной интенсивности коричневой окраски, что обусловлено сложным текстурным и структурным строением карбонатного коллектора. Начальная нефтенасыщенность определена по комплексу геофизических исследований скважин и в среднем по пласту составляет 78%, изменяясь от 69,5% до 88%.

Остаточная нефтенасыщенность определена методом «сушки» по промытым фильтратом бурового раствора кернам и составляет 0,31 д.е. (479 определений).

Остаточная нефтенасыщенность изменяется по площади месторождения в весьма широком интервале, от 12 до 48%, что также является подтверждением сложности геологического строения продуктивного пласта. Анализом выявлена зависимость между остаточной нефтенасыщенностью и проницаемостью, представлена в таблице 2.3.

Остаточная нефтенасыщенность начинает интенсивно увеличиваться при проницаемости менее 0,04 мкм2.

Таблица 2.3

Зависимость остаточной нефтенасыщенности от проницаемости

 

Интервал проницаемости, мкм2	Количество образцов	Проницаемость мкм2	Остаточная нефтенасыщенность a н
0,001-0,0025 0,0025-0,005 0,005-0,010 0,010-0,020 0,020-0,030 0,030-0,040 0,040-0,050 0,050-0,060 0,060-0,080 0,080-0,100 0,100-0,120 0,140-0,160		0,0018 0,0041 0,0074 0,0151 0,0271 0,0351 0,0452 0,0571 0,0705 0,0918 0,1122 0,1502	28,02 29,46 27,6 27,5 28,3 26,2 25,4 24,0 25,0 25,5 26,0 25,0

 

2.9. Физико-химические характеристики пластовых жидкостей

Физико-химические параметры нефти в пластовых условиях характеризуются следующими величинами:

Плотность - 855 кг/м3

Содержание серы – 2%

Содержание парафина – 3,3-4,7%

Содержание смол – 11,8%

Газовый фактор – 19м3/т

Вязкость – 9-12 м/Па*с

Давление насыщения – 5,0 Мпа

Температура – 18-300С

Пластовое давление – 14,2 Мпа

По составу нефть относится к тяжелым, сернистым, парафинистым, смолистым, повышенной вязкости.

Пластовые воды высокоминерализованные плотностью 1160-1118 кг/м3, хлоркальциевые. Формула их по Пальмеру: S1 S2 A2. Химический состав пластовых вод приведен в таблице 2.4.

Таблица 2.4

Физико-химические показатели пластовой воды

Пласт	Содержание ионов мг/л
Плот-ность	Fe	Cl	SO42	HCO3	Ca+2	Mg+2	Cl +Na	Na/Cl
ТКЗI	1,169	0,016							0,805

 

 

3. Гидравлический разрыв пласта как средство поддержания продуктивности скважин.

Сущность метода гидравлического разрыва пласта заключается в том, что на забое скважины путем закачки вязкой жидкости соз­даются высокие давления, превышающие в 1,5—2 раза пластовое давление, в результате чего пласт расслаивается и в нем образуются трещины.

Промысловая практика показывает, что производительность скважин после гидравлического разрыва увеличивается иногда в несколько десятков раз. Это свидетельствует о том, что образовавшиеся трещины соединяются с существовавшими ранее, и приток жидкости к скважине происходит из удаленных изолированных от скважины до разрыва пласта высокопродуктивных зон. О раскрытии естественных или образовании искусственных трещин в пласте судят по графикам изменения расхода Q и дав­ления P при осуществлении процесса. Образование искусственных трещин на графике характеризуется падением давления при пос­тоянном темпе закачки, а при раскрытии естественных трещин расход жидкости разрыва растет непропорционально росту давления.

Гидравлический разрыв пласта осуществляется для поддержания продуктивности скважин так, как показала практика проведение ГРП выгоднее, чем строительство новой скважины как с экономической стороны так и с точки зрения разработки. Но проведение гидравлического разрыва требует очень тщательного изучения термодинамических условий и состояния призабойной зоны скважины, состава пород и жидкостей, а так же систематического изучения накопленного промыслового опыта на данном месторождении. Осуществление гидравлического разрыва пласта рекомендуется в следующих скважинах:

1. Давших при опробовании слабый приток

2. С высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора

3. С загрязненной призабойной зоной

4. С заниженной продуктивностью

5. С высоким газовым фактором (по сравнению с окружающими)

6. Нагнетательных с низкой приёмистостью

7. Нагнетательных для расширения интервала поглощения

Целью проведения гидравлического разрыва является увеличение продуктивности скважин, с воздействием на призабойную зону скважины – изменение свойств пористой среды и жидкости (свойства пористой среды изменяются при гидроразрыве за счет образования системы трещин).

Допустим, что успех или неуспех гидроразрыва мы связываем с двумя факторами: предшествующим дебитом скважины и толщиной пласта. В действительности эффективность гидроразрыва зависит, конечно, не от двух, а от многих факторов: давления нагнетаемой жидкости, темпа закачки, процента песка в этой жидкости и т.д.

 

Сущность метода ГРП

Гидравлический разрыв пласта проводится следующим образом: в проницаемый пласт закачивается жидкость при давлении до 100 МПа, под действием которого пласт расщепляется, либо по плоскостям напластования, либо вдоль естественных трещин. Для предупреждения смыкания трещин при снятии давления в них вместе с жидкостью закачивается крупный песок, сохраняющий проницаемость этих трещин, в тысячу раз превышающую проницаемость ненарушенного пласта.

Для предупреждения смыкания образовавшихся в пласте тре­щин и сохранения их в раскрытом состоянии после снижения давле­ния ниже давления разрыва в образовавшиеся трещины нагнетают вместе с жидкостью отсортированный крупнозернистый кварцевый песок. Подача песка обязательна как во вновь созданные, так и в су­ществовавшие в пласте трещины, раскрытые при гидроразрыве. Как показывают исследования, в процессе гидравлического разрыва возникают трещины шириной 1—2 мм. Радиус их может достигать нескольких десятков метров. Заполненные крупнозернистым песком трещины обладают значительной проницаемостью, в результате чего после гидроразрыва производительность скважины увеличивается в несколько раз.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) проводят для образования новых или раскрытия уже существующих трещин с целью повышения проницаемости призабойной зоны пласта и увеличе­ния производительности скважины.

Гидравлический разрыв пласта получают в результате закачки жидкости в пласт под высоким давлением. Для предотвращения смыкания после окончания операции и снижения давления до первоначального в них вместе с жидкостью закачивают пористый материал - кварцевый песок, корунд.

Одним из важнейших параметров проведения ГРП является давление гидроразрыва, при котором образуются трещины в породы. В идеальных условиях давление раскрытия р_р должно быть меньше горного давления р_г, создаваемого толщей вышележащих пород. Однако в реальных условиях может выполняться неравенство р_г * р_п < р_р, что объясняется наличием в пласте глинистых пропластков, обладающих пластичными свойствами. В процессе бурения, когда цикл скважины не обсажен, под действием веса вышележащих пород может произойти выдавливание глины из пласта в сква­жины и частичное разгружение пласта, расположенного под глинистыми пропластками, что и приводит к снижению давле­ния гидроразрыва.

Таким образом, давление разрыва зависит от предшествую­щего эксплуатации скважин процесса бурения. Поэтому рассчи­тать давление разрыва нельзя. Однако при сходных технологи­ях проводки скважин на данной площади можно говорить о среднем давлении разрыва, определяя его по данным гидрораз­рыва на соседних скважинах.

4.1 Проведение гидроразрыва

Гидроразрыв проводят по следующей технологии. Вначале под большим давлением закачивают жидкость разрыва. После разрыва пласта для закрепления трещин закачивают жидкость с песком. Обычно и жидкость разрыва, и жидкость-песконоситель при обработке добывающих скважин приготавливают на углеводородной основе, при обработке нагревательных скважин - на водной. Как правило, для этих целей используют различные эмульсии, а также углеводородные жидкости и вод­ные растворы. Концентрация песка в жидкости-песконосителе обычно колеблется в пределах от 100 до 500 кг/м³ и зависит от ее фильтруемости и удерживающей способности.

Механизм гидравлического разрыва пласта, т. е. механизм обра­зования в нем трещин, может быть представлен следующим образом. Все породы, слагающие тот или иной пласт, имеют естественные микротрещины, которые находятся в сжатом состоянии под влиянием веса вышележащей толщи пород или, как это принято называть, горного давления. Проницаемость таких трещин небольшая. Все породы обладают некоторой прочностью. Поэтому для образования в пласте новых трещин и расширения существующих необходимо снять в породах пласта напряжения, создаваемые горным давлением, и преодолеть прочность пород на разрыв.

Давление разрыва даже в пределах одного пласта непостоянно и может изменяться в широких пределах. Практикой подтверждено, что в большинстве случаев давление разрыва P_p на забое скважины ниже горного давления и составляет (15...25) * Н, кПа (1,5…2,5 кгс/см²).

Здесь Н — глубина скважины, в м.

Для малопроницаемых пород это давление может быть достиг­нуто при закачке маловязких жидкостей разрыва с ограниченными скоростями закачки. Если породы высокопроницаемые, требуется большая скорость нагнетания, а при ограниченной скорости нагне­тания необходимо использовать жидкости повышенной вязкости. Наконец, для достижения давления разрыва в случае особо высокой проницаемости пород пласта следует применять еще большие ско­рости закачки высоковязких жидкостей. Процесс гидравлического разрыва пласта состоит из следующих последовательно проводимых операций: 1) закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин; 2) закачка жидкости-песконосителя с песком, предназна­ченным для закрепления трещин; 3) закачка продавочной жидкости для продавливания песка в трещины.

4.2 Средства проведения ГРП

Обычно в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя применяют одну и ту же жидкость, поэтому их объединяют под од­ним названием — жидкость разрыва. Для гидравлического разрыва пласта применяют различные рабочие жидкости, которые по физи­ко-химическим свойствам можно разделить на две группы: жидкости на углеводородной основе и жидкости на водной основе.

В качестве углеводородных жидкостей применяют нефть повышен­ной вязкости, мазут, дизельное топливо или керосин, загущенные нафтеновыми мылами.

К растворам, применяемым в нагнетательных скважинах, отно­сятся: водный раствор сульфит спиртовой барды, растворы соляной кислоты, вода, загущенная различными реагентами, а также загу­щенные растворы соляной кислоты.

Процесс разрыва в большой степени зависит от физических свойств жидкости разрыва и, в частности, от вязкости, фильтруемости и спо­собности удерживать зерна песка во взвешенном состоянии.

К жидкости разрыва предъявляются следующие требования. Во-первых, она должна быть высоковязкой, чтобы не произо­шло ее быстрое проникновение в глубь пласта, иначе повыше­ние давления вблизи скважины будет недостаточным. Во-вто­рых, при наличии в разрезе скважины нескольких продуктив­ных пропластков необходимо обеспечить по возможности рав­номерный профиль приемистости. Для этого ньютоновские жид­кости не подходят, так как количество поступающей жидкости в каждый пропласток будет пропорционально его проницаемости. Поэтому лучше будут обрабатываться высокопроницаемые пропластки и, следовательно, эффект от проведения гидроразры­ва будет снижен. Для гидроразрыва необходимо использовать жидкость, вязкость которой зависит от скорости фильтрации. Если с увеличением скорости фильтрации вязкость возрастает, то при движении в высокопроницаемом пропластке вязкость жидкости будет выше, чем в низкопроницаемом. В результате профиль приемистости становится более равномерным. Подоб­ной фильтрационной характеристикой и обладают вязкоупругие жидкости, закон фильтрации для которой может быть записан в виде

V=(kDp)/(m_k L),………………………………………….................(1)

где m_k - кажущаяся вязкость, определяемая по формуле

m_k/m_o = 1 + A Dp/L ,…………………………………………….(2)

m_o — предельная кажущаяся вязкость жидкости при v ® 0; A - константа, зависящая от вязкоупругих свойств жидкости (при A=0 получаем закон Дарси).

 

4.3 Необходимые параметры для проведения ГРП

При закачке жидкости в два слоя с проницаемостями k₁ и k₂ отношение подвижностей при одинаковых градиентах давле­ния равно

(k/m_k)₁: (k/m_k)₂ = k₁ /k₂ * (1+A (Dp/L)* )/1+A(Dp/L)* ),…….(3)

Пусть, например, A(Dp/L)* ) =2

Тогда при k₁ /k₂ =25 A (Dp/L)* =0,4

И отношение подвижностей равно примерно 11,7 вместо 25.

Для гидроразрыва в скважину спускают трубы, по которым Жидкость поступает в пласт. Для предохранения обсадной колонны от больших давлений над разрываемым пластом устанавливают пакер, а для повышения герметичности над ним — гидравлический якорь. Под действием давления поршни якоря раздвигаются и прижимаются к обсадной колонне, предотвра­щая сдвиг пакера.

При очень низкой вязкости жидкости разрыва для достижения давления разрыва требуется закачка в пласт большого объема жидко­сти, что связано с необходимостью использовать несколько одновре­менно работающих насосных агрегатов.

При высокой вязкости жидкости разрыва для образования тре­щин необходимы высокие давления. В зависимости от проницаемо­сти пород оптимальная вязкость жидкости разрыва колеблется в пределах 50-500 сП. Иногда при закачке через обсадную колонну используют жидкость с вязкостью до 1000 сП и даже до 2000 сП.

Жидкость разрыва должна быть слабофильтрующейся и обла­дать высокой удерживающей способностью в отношении взвешенного в ней песка, что предупреждает возможность оседания его в цилинд­рах насоса, элементах обвязки, трубах и на забое скважины.

При этом достигаются сохранение постоянной концентрации песка в жидкости разрыва и хорошие условия для переноса его в глубь трещины. Фильтруемость проверяют на приборе по определе­нию водоотдачи глинистого раствора. Низкой считается фильтруемость менее 10 см³ жидкости за 30 мин.

Способность жидкости разрыва удерживать песок во взвешенном состоянии находится в прямой зависимости от вязкости.

Более вязкие жидкости, как, например, мазуты, имеют удовлет­ворительную вязкость при температуре ниже 20°С; сырые нефти и вода, имеют низкую вязкость, в большинстве случаев хорошо фильт­руются, и их не рекомендуется в чистом виде использовать при гидроразрыве пласта.

Повышение вязкости, как и уменьшение фильтруемости жидко­стей, применяемых при гидроразрыве пластов, достигается введением в них соответствующих загустителей. Такими загустителями для углеводородных жидкостей являются соли органических кислот, высокомолекулярные и коллоидные соединения нефтей (например, нефтяной гудрон) и другие отходы нефтепереработки.

Значительной вязкостью и высокой песконесущей способностью обладают некоторые нефти, керосино-кислотные, нефтекислотные, а также водо-нефтяные эмульсии. Эти жидкости используют в ка­честве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя при разрыве пластов в нефтяных скважинах.

В нагнетательных скважинах при гидравлическом разрыве ис­пользуют загущенную воду. Для загущения применяют сульфит-спиртовую барду (ССБ) и другие производные целлюлозы, хорошо растворимые в воде и имеющие низкую фильтруемость.

В зависимости от концентрации сухих веществ ССБ бывает двух видов — жидкая и твердая. Вязкость исходного жидкого концент­рата 1500—1800 сП. Добавка воды к растворам ССБ ведет к быстрому понижению вязкости и способствует хорошему вымыванию ССБ водой из пористого пространства и восстановлению приемистости. Раствор ССБ обладает хорошей удерживающей способностью и низ­кой фильтруемостью. Для разрыва в основном применяется раствор ССБ вязкостью 250—800 сП.

В последнее время в качестве жидкости-песконосителя применяют загущенную ССБ концентрированную соляную кислоту (40% НСl и 60% ССБ). Применение такой жидкости разрыва позволяет сочетать процесс гидроразрыва с химическим воздействием на призабойную зону. В смеси с ССБ соляная кислота медленно реагирует с карбо­натами (2—2,5 ч против 30—40 мин при использовании чистого раствора НСl). Это дает возможность по трещинам, образовавшимся при гидроразрыве, продавить глубоко в пласт химически активную соляную кислоту и обработать призабойную зону пласта на боль­шом удалении от ствола скважины.

При гидроразрыве пласта в условиях высоких пластовых темпе­ратур (130—150°С) вязкость 20- и 24%-ных растворов ССБ с повы­шением температуры до 90° С резко понижается до 8—0,6 сП.

При более высоких температурах вязкость этих растворов при­ближается к вязкостным свойствам воды. Поэтому в качестве эффек­тивной жидкости разрыва и песконосителя, обладающей хорошей пескоудерживающей способностью и слабой фильтруемостью, при­меняют водные растворы КМЦ-500 (карбоксиметилцеллюлоза) в пре­делах 1,5—2,5% с добавкой иногда хлористого натрия до 20—25%. Продавочная жидкость при всех условиях должна иметь минималь­ную вязкость в целях снижения потерь напора при прокачке.

Цель заполнения песком трещин — предупреждение их смыкания и сохранение в открытом состоянии после снятия давления ниже величины давления разрыва. Поэтому к песку предъявляются сле­дующие требования:

1) песок должен иметь достаточную механическую прочность, чтобы не разрушаться в трещинах под действием веса породы;

2) сохранять высокую проницаемость.

Этим требованиям удовлетворяет хорошо скатанный однородный кварцевый песок.

Применяется песок следующих фракций: 0,25-0,4 мм; 0,4-0,63; 0,63-0,79; 0,79-1,0; 1,0-1,6 ММ. Наиболее приемлемой фракцией для гидроразрыва пласта являются пески с размером зерен от 0,5 до 1,0 мм.

Степень эффективности гидравлического разрыва пласта опре­деляется диаметром и протяженностью созданных трещин и, следо­вательно, повышенной проницаемостью. Чем больше диаметр и про­тяженность трещин, тем выше эффективность обработки. Создание трещин большой протяженности достигается закачкой больших коли­честв песка. Практически в скважину закачивают от 4 до 20 т ОНН песка.Концентрация песка в жидкости-песконосителе зависит от фильт­руемости и удерживающей способности жидкости и колеблется от 100 до 600 кг на 1 м³ жидкости.

⇐ Предыдущая123456Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: