Повышение эффективности проведения кислотных обработок
Курсовой проект - Геодезия и Геология
Другие курсовые по предмету Геодезия и Геология
µ скважины 316 на а.о. -2574 м (подошва пласта), в районе скважин 203 и 634 на а.о. -2630 м (подошва пласта в скв 203), в районе скв. 359 на а.о. -2537 м (подошва пласта), в юго-западной части месторождения на а.о. -2574 м (подошва пласта в скв. 304). В районе скв. 208 выделяется участок с контуром нефтеносности -2580 м.
Залежь нефти пластовая, сводовая, литологически экранированная.
Пласт Ю1-4 вскрыт на всей площади месторождения, за исключением района шести скважин, пробуренных в центральной части структуры. Эффективные толщины изменяются от 0 до 13,4 м (скв. 610). Максимальное значение нефтенасыщенной толщины равно 10,6 м (скв. 398). Средняя нефтенасыщенная толщина равна 6 м, распространена довольно равномерно по площади. Уменьшение эффективной толщины до 2 м наблюдается в западной, южной и восточной периферийных частях структуры.
Раздельно опробован в центральной и северо-восточной частях в скв. 340, 375 и 380, получены притоки нефти дебитами 5,3 мі/сут. на 4 мм штуцере, 15,3 мі/сут. на 4 мм штуцере. Содержание воды незначительное. В скв. 208 при опробовании его совместно с пластом Ю1-3, имеющим незначительную толщину, получен приток нефти дебитом 38 мі/сут. на 5 мм штуцере.
Контур нефтеносности пласта принимается в западной части по подошве пласта в скв. 322 на а.о. -2586 м, на севере по подошве пласта скв. 375 на а.о. - 2593 м. В восточной части он повышается до а.о. -2543 м (подошва пласта в свк. 407), в южной части проводится на а.о. -2565 м (подошва пласта в скв. 331), затем понижается до а.о. -2580 м (подошва пласта в скв. 304). В районе скв. 208 выделяется обособленная залежь нефти с контуром нефтеносности на а.о. -2560 м.
Залежь нефти пластовая, сводовая.
По результатам опробования и интерпретации геофизических данных других нефтесодержащих объектов в разрезе месторождения не выявлено.
2. Расчетно-техническая часть
.1 Кислотные обработки терригенных коллекторов
Основной целью обработки терригенных коллекторов кислотой является, в первую очередь, растворение загрязняющих породу материалов. Несмотря на то, что зерна кварца слагают скелет породы, терригенные коллектора содержат глинистые минералы, которые в значительной степени влияют на фильтрационно-емкостные свойства. Терригенные коллектора могут содержать карбонаты, окислы металлов, сульфаты, сульфиды, хлориды и аморфный кремнезем. Кроме этого в призабойной зоне пласта содержатся химические вещества, входящие в буровой и цементный растворы.
Фтористоводородная кислота (HF) является единственной, растворяющей силикатные материалы, поэтому все рецептуры, используемые при кислотных обработках терригенных коллекторов, включают HF.
Однако в результате реакции с фтористоводородной кислотой, ионы кремния, алюминия, натрия, калия, магния и кальция, содержащиеся в полиминералах, могут образовывать не растворимые в воде осадки и снижать проницаемость пласта. Скорость реакции также зависит от структуры породы, содержания глин, температуры и применяемой концентрации кислоты.
Особенно это важно при проведении кислотных обработок в пластах с высокой температурой, где скорость реакции соляной и грязевой кислот настолько велика, что глубина проникновения их в пласт составляет считанные сантиметры. В таких условиях необходимы особые составы, которые позволяют при достаточно высокой пластовой температуре глубоко проникать в пласт, образуя новые фильтрационные каналы.
2.2 Кислотные обработки низкопроницаемых пластов
Одним из важных факторов эффективности кислотной обработки является совместимость кислоты с породой. Совместимость подразумевает, что проницаемость не уменьшится, когда пласт отреагирует с кислотой. Особенно это важно для низкопроницаемых заглинизированных коллекторов (Юрские отложения), где применение стандартной грязевой кислоты может привести к кратному уменьшению проницаемости вследствие образования вторичных осадков. ЗАО Химеко-ГАНГ разработало кислотные композиции Химеко ТК-2 и ТК-3 для терригенных коллекторов, которые обладают замедленной скоростью реакции.
Композиция Химеко ТК-2 обладает низким межфазным натяжением на границе с керосином, равным 0,45 мН/м, что значительно ниже, чем у грязевой кислоты с добавкой ПАВ, а также низкой коррозионной активностью (не более 0,17 г./м2-ч при температуре 20С), что позволяет при ее применении не использовать специальную кислотоустойчивую технику.
В табл. 2 представлены результаты сравнительных экспериментов по фильтрации кислотных составов Химеко ТК-2, ТК-3 и грязевой кислоты с добавкой ПАВ в образцах керна - глинизированного песчаника проницаемостью менее 0,01 мкм2.
Таблица 1. Изменение проницаемости до и после воздействия кислотными составами
Состав жидкости воздействияКоличество компонента, %Проницаемость образца, мкм2Изменение проницаемости, %До воздействияПосле воздействияHCl HF ПАВ12 3 0,50,01460,0093-36HC1 HF ПАВ3 0,5 10,01390,0092-33Химеко ТК-2разбавление в воде 1:50,00870,0195124Химеко ТК-2разбавление в воде 1:50,00210,0047123Химеко ТК-3разбавление в воде 1:30,01450,0427194
Кислотные обработки скважин могут приводить не только к увеличению продуктивности, но так же и к увеличению обводненности, что может значительно снизить эффективность, а в некоторых случаях и привести к отрицательным результатам. Одной из самых опасных причин роста обводненности после кислотных обработок является образование заколонных перетоков в результате растворения цементного камня. Применение кислотных составов Химеко ТК-2 и