Технология повышения извлечения нефти из пластов с низкой начальной нефтенасыщенностью

• Автор: Крянев, Дмитрий Юрьевич
• Шифр специальности: 05.15.06
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 1998
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 157 с. : ил.

ОГЛ АВЛ Е НИЕ

1. Введение
2. Геологическая характеристика и анализ разработки Суторминского месторождения
2.1. Геолого-физическая характеристика месторождения
2.2. Свойства и состав нефти, газа и воды
2.3. Анализ текущего состояния разработки месторождения
3. Создание технологий воздействия на призабойную зону скважин
3.1. Создание технологии повышения продуктивности и приемистости скважин
3.1.1. Обоснование технологии с использованием КЛАВ
3.1.1.1. Механизм взаимодействия КЛАВ с пластовыми флюидами и породой
3.1.1.2. Методика проведения экспериментов
3.1.1.3. Результаты экспериментальных исследований
3.1.2. Обоснование технологии применения кислотных композиций
3.1.3. Создание технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных
скважин эмульсионными системами
3.2. Промысловые испытания разработанных технологий
3.3. Технология приготовления и применения эмульсионных и солянокислотных растворов
3.3.1.Технические средства, материалы и технология приготовления и применения эмульсионных систем

3.3.2.Технические средства, материалы и технология приготовления и применения кислотных композиций
4. Анализ применения обработок призабойных зон скважин на Суторминском
месторождении
4.1. Анализ обработок призабойных зон скважин (ОПЗ)
4.2 Анализ результатов обработок призабойных зон скважин с целью увеличения
продуктивности
4.3. Анализ результатов обработок призабойных зон скважин с целью увеличения
приемистости
4.4. Анализ результатов обработок призабойных зон скважин с целью выравнивания профиля приемистости
5. Оценка объемов внедрения технологий ОПЗ скважин в ОАО "Ноябрьскнефтегаз" на период до 2002 года
6. Основные выводы к работе
7. Литература

ВВЕДЕНИЕ
Развитие методов увеличения нефтеотдачи пластов в последнее десятилетие претерпело значительные изменения. Если в 70-х годах основное внимание уделялось крупномасштабным методам (закачка ПАВ, полимерное заводнение, мицеллярно-полимерное и др.), то в последнее десятилетие, после обоснования учеными ВНИИнефть системной технологии [31], воздействие на пласт практически полностью осуществляется за счет обработок призабойных зон скважин. Эта тенденция имеет место не только у нас в стране, но и за рубежом.
Такой переход объясняется рядом технико-экономических соображений и неопределенностью и риском при внедрении широкомасштабных методов воздействия на пласт. Подробно этот вопрос рассмотрен в работах М.Л. Сургучева, С.А. Жданова, Г.С. Малютиной, Н. А. Еремина и др. [ 11, 16, 19 ]. Поэтому основным методом воздействия на пласт являются обработки призабойных зон скважин.
Месторождения Западной Сибири находятся в большинстве своем на поздней стадии, когда экономические условия доразработки требуют проведения мероприятий по увеличению продуктивности скважин и снижению обводненности.
В Ноябрьском регионе одним из крупнейших является Суторминское месторождение. Оно характеризуется сложным геологическим строением и высокой начальной водонасыщенностью, т.е. практически все запасы его относятся к трудноизвлекаемым. Разработка таких запасов методом обычного заводнения малоэффективна, так как связана с низкими темпами отбора нефти и большим объемом попутно отбираемой воды.
Решение задачи эффективной выработки запасов требует тщательного контроля за его разработкой и применения методов воздействия на пласт с целью регулирования выработки запасов. Разработка или подбор уже испытанных в других районах страны технологий ОПЗ скважин с учетом стадии разработки является необходимой и важной проблемой отрасли и требует решения применительно к каждому конкретному региону и даже месторождению.

предсказать тенденцию влияния наличия нефти на динамику и величину удержания поверхностно-активного вещества. Возможно, что адсорбция КПАВ будет иметь место только на участках непосредственного контакта с породой. Вместе с тем, есть указания на то, что для ПАВ неионогенного типа наличие остаточной нефти увеличивает количество адсорбированного вещества на полимиктовой породе почти в два раза [ 10 ].
МЕЖФАЗНОЕ НАТЯЖЕНИЕ. Динамика изменения неравновесного межфазного натяжения на границе раздела с нефтью водных растворов КПАВ различной концентрации (с учетом их активности) представлена на рисунке 3.3. Реагент ИВВ-1 может быть отнесен к наиболее активному ПАВ, поскольку к этому виду относят ПАВ снижающие межфазное натяжение между водой и нефтью с 25-30 до единиц и менее мН/м. При концентрациях КПАВ в исследуемых растворах в пределах 0,005-1,0% (по активному веществу) межфазное натяжение с нефтью составляло 0,25-0,3 мН/м. В достаточно узком интервале концентрации КПАВ (0,1%) наблюдалось более резкое снижение межфазного натяжения - до 0,08-0,12 мН/м. Подобный вид зависимости межфазного натяжения от концентрации КПАВ характерен и для щелочных растворов и может служить одним из способов подбора нефтей, как наиболее активных по отношению к данному типу КПАВ. Обычно взаимная растворимость двух несмешивающихся жидкостей с возрастанием температуры повышается, поэтому следует ожидать, что межфазное натяжение водных растворов КПАВ с нефтью при пластовых температурах 65-85°С будет меньше тех значений, которые получены нами при температуре 20°С.
ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ. В соответствии с изложенной методикой были проведены эксперименты с водными растворами КПАВ с концентрациями: 0,1%, 0,25%, 0,50%, 1,0% и 2,0% по активному веществу. Эксперименты проводили на пористых средах с проницаемостью 0,20-0,27 мкм2, пористостью 0,35-0,37. Начальная нефтенасыщенность составляла 61,0-63,0% при относительной подвижности нефти 0,39-0,44. После вытеснения нефти водой остаточная нефтенасыщенность находилась в пределах 25,0-27,0%, что