Промысловые и экспериментальные исследования свидетельствуют о том, что скин-эффект, возникающий в призабойной зоне, в значительной мере обязан литологическому строению пористой среды, присутствию в ее составе глинистых фракций, обладающих высокой степенью набухаемости, а также других видов кольматантов.
Как следствие, фрактальная геометрия потока в пористой среде, обусловленной в том числе геологической и гидродинамической неоднородностью пласта и подвижностью флюидов, является причиной возникновения неравномерности фронта вытеснения углеводородной жидкости в пласте и образования слабодренируемых и застойных зон, содержащих значительные запасы остаточ-
0,320 мкм2. Моделировались условия вытеснения нефти в призабойной зоне скважины (ПЗС), для чего проводилось вытеснение масла различными жидкостями.
В качестве фонового эксперимента, результаты которого приведены на рис. 2, проводилось вытеснение углеводородной жидкости водой. Результаты представляют собой зависимость коэффициента вытеснения И от прокаченного объема жидкости. Следующим этапом опытов было проведение сравнительного вытеснения масла водой с загущающими добавками, а именно с добавкой полиакриламида (ПАА), широко используемого в практике нефтедобычи химического реагента, позволяющего за счет уменьшения вязкостной неустойчивости, возникающей на границе раздела вы-
А.Х. ШАХВЕРДИЕВ, Г.М. ПАНАХОВ, Э.М. АББАСОВ
ОАО «ВНИИнефть им. акад. А.П. Крылова»
ГАЗОХИМИЧЕСКИЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ ДЛЯ УЛУЧШЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ
ной нефти. Для достижения потенциальной продуктивности и приемистости скважин применяются различные методы, предотвращающие сопротивление среды — возникновение скин-эффекта.
Предложенный в работе метод восстановления продуктивности и приемистости скважин основывается на экстракции, десорбции и суффозии.
В этой связи интерес представляют результаты проведенных лабораторных и промысловых опытов.
Лабораторные эксперименты были проведены на экспериментальной установке (рис.1), состоящей из следующих основных элементов: фильтрационной колонки с искусственной пористой средой 1, термостатирующего кожуха 2, бомбы РУТ 3, ультратермостата 4, измерительного пресса 5, манифольда 6, образцовых манометров 7, соединительных линий 8.
Опыты проводились на модели пласта с пористой средой, состоящей из смеси кварцевого песка и пыли (90%). На входе модели, имитирующей призабойную зону пласта, создавалась ярко выраженная проницаемостная и литологическая неоднородность путем включения в состав смеси монтмориллонитовой глины (10%). Термостатиро-вание системы осуществлялось при Т = 303К.
Фильтрационная колонка насыщалась углеводородной жидкостью, в качестве которой использовалось трансформаторное масло (при Т = 303К; ц = 22 мПа.с).
После насыщения модели определялась проницаемость среды по жидкости, которая составила
тесняемой и вытесняющей жидкостей, добиваться выравнивания фронта вытеснения. Оптимальное с точки зрения максимализации эффекта значение концентрации полимера в водном растворе, согласно ранее проведенным исследованиям, принималось равным 0,3%. Результаты вытеснения, показанные на рис. 2, иллюстрируют увеличение коэффициента вытеснения п до 10% по сравнению с водой.
Следует отметить, что в процессе экспериментов проводилась качественная оценка изменения гидродинамического состояния системы путем нестационарных исследований (снятие кривых восстановления давления (КВД), позволяющие косвенно судить об изменении скин-эффекта). Результаты приведены на рис. 3, на котором показаны КВД, снятые на фоновой модели, насыщенной трансформаторным маслом, в среде после прокачки нескольких объемов воды — существенное изменение времени восстановления давления в результате набухания глинистых частиц, а
Рис. 1.
Схема экспериментальной установки:
1-фильтрационная колонка с пористой средой;
2-термостатирующий кожух;
3-бомба РУТ;
4-ультратермостат;
5-измерительный пресс;
6-распределительный манифольд;
7-образцовые манометры;
8-соединительные линии;
9-бачок для продавочной жидкости;
10-мензурка;
11-емкости для растворов химреагентов
Рис. 2.
Зависимость коэффициента вытеснения п от прокачанного объема вытеснителей:
1 — вытеснение обычной водой;
2 — вытеснение 0,3%-ным водным
раствором ПАА;
3 — вытеснение псевдокипящей газожидкостной
системой
Рис. 3.
Кривые восстановления давления на модели пласта:
1 — насыщенной трансформаторным маслом;
2 — после прокачки нескольких объемов воды;
3 — после вытеснения 0,3%-ным водным раствором ПАА;
4 — после закачки водного раствора средней соли угольной кислоты
И ГЖС
Рис. 4.
Динамика приемистости (1) и давления (2) скважины после обработки газогенерирующей системой
9 11 13 ВремяТ, мин
Дата
также на модели с пористой средой после вытеснения 0,3%-ным водным раствором ПАА.
Далее на модели были поставлены эксперименты, в которых попытались применить новый метод воздействия на пластовую систему путем создания в высокопроницаемом участке пористой среды блокирующей газожидкостной системы (ГЖС) с образованием пенного барьера, обеспечивающего отклонение жидкости вытеснения в направлении низкопроницаемых глинизированных зон [1,2]. Вслед за пенным барьером закачивается оторочка водного раствора средней соли угольной кислоты, и образующаяся в последующем ГЖС устраняет неравномерность начала закачки, что интенсифи-
цирует движение жидкости вытеснения через низкопроницаемые глинизированные зоны. Закачка осуществляется циклично. Выравнивание фронта вытеснения приводит к увеличению коэффициента извлечения п и, соответственно, к уменьшению фрактальности системы в целом.
Зависимость, приведенная на рис. 2 (кривая 3), свидетельствует об увеличении коэффициента извлечения п на 25% в сравнении с показателями вытеснения водным раствором полиакриламида. Кривая восстановления давления, приведенная на рис. 3 (кривая 4), снятая на модели пористой среды после генерации пенной системы и закачки водного раствора средней соли угольной кислоты и газогенерирующего агента в три цикла, также демонстрирует изменение гидродинамического состояния системы. В данном случае можно предположить воздействие эффекта уменьшения последствий набухания глинистых частиц при контакте со щелочной средой.
Таким образом, проведенные исследования качественно иллюстрируют уменьшение скин-эффекта системы. Полученные результаты имеют достаточно высокое практическое значение, что обусловлено высокой неоднородностью эксплуатируемых в настоящее время пластов. Неравномерная выработанность запасов нефти и слабая дренируемость нефтенасыщенных пластов являются результатом, в том числе, и высоких значений скин-эффекта в призабойной зоне скважин.
Результаты лабораторных исследований послужили основой для разработки новой технологии воздействия на ПЗС, где фрактальность регулируется путем внутрипластовой генерации оторочки псевдокипящей газожидкостной системы (ОПГС) и водного раствора средней соли угольной кислоты. Способ воздействия получил широкое внедрение в промысловых условиях при проведении технологических операций в скважинах, призабойная зона которых характеризуется высокой степенью неоднородности. Блокирование высокопроницаемых зон ПЗС и направленное отклонение закачиваемой жидкости в низкопроницаемые области пласта позволило существенно повысить приемистость скважины (рис. 4) за счет уменьшения скин-эффекта в призабойной зоне. На рис.4 приведены результаты промыслового внедрения технологии, осуществленного на нагнетательной скв. 112 Ново-Покурского месторождения ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», промышленная реализация которого установлена в юрских отложениях горизонта ЮВ1(1) и ЮВ1(2). Как видно из рис. 4, несмотря на уменьшение давления закачки, приемистость скважин в несколько раз увеличилась.
На рис. 5а,б приведены результаты закачки ОПГС в нагнетательную скважину, которые также подтверждают уменьшение скин-эффекта. Эти работы были осуществлены на месторождении Чжуньюань (КНР).
На рис. 6 приведено изменение давления нагнетания в процессе цикличной закачки водных растворов средней соли угольной кислоты.
38
5/2003
Промысловые гидродинамические исследования проводились путем снятия профиля приемистости скважины до и после обработки ПЗС вышеуказанными системами (рис.7). Качественно-пространственное распределение закачиваемой жидкости при фиксированном расходе представлено на рис. 7. Подключение к работе новых слабопроницаемых пропластков ведет к выравниванию фронта вытеснения и, в конечном итоге, к повышению коэффициента нефтеизвлечения в целом по продуктивному пласту.
Таким образом, проведенные исследования и промысловая реализация технологии газохимического воздействия на ПЗС показывает высокую эффективность разработанной технологии и открывает возможность ее широкого применения в промышленных масштабах.
ЛИТЕРАТУРА
1. Шахвердиев А.Х., Панахов Г.М., Сулейманов Б.А., Аббасов Э.М. Способ разработки нефтяной залежи. Патент РФ №2125154. 1997, 8 с.
2. Шахвердиев А.Х., Панахов Г,М., Аббасов Э.М. Синергети-ческие эффекты при системном воздействии на залежь термо-реохимическими технологиями / / Нефт. хозяйство. №11. — 2002, с. 61-65.
□ 11.2001
1.10 1.10
ЦП I
1.9 I
1.8
1.7 □ 1.6 Ш
О 10 20 30 40 Приемистость, мз/суг
Рис. 5.
Динамика приемистости (1) и давления НКТ (2) до и после обработки: а — нагнетательной скважины 305-4; б — скважины 305-8
Рис. 6.
Изменение давления нагнетания в процессе закачки водных растворов химреагентов на скважине 305-8
Рис. 7.
Профили приемистости, снятые до и после проведения технологической операции на нагнетательной скважине 317-10: а — 11.2001 г.; б — 03.2002 г.
I10 ЗАО «Пашийский метал
шургическо-цементныи завод»
является Российским лидером по производству уникального линозёмистого цемента и его производных.
зейши^и разработками для цементирования и газовых скважин в условиях низких и
Растворы и бетоны на основе глино зёмистого цемента марок ГЦ40, ГЦ5 и ГЦ60 отличаются:
♦ высокой прочностью и плотностью;
♦ огнеупорностью и жаростойкостью;
♦ устойчивостью к агрессивным
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.