10.1. Опытно-промысловые работы и внедрение технологий вдхв и впв в различных нефтепромысловых регионах

Республика Башкортостан

На нефтяных месторождениях АНК "Башнефть" с начала 70-х годов осуществлялось широкомасштабное заводнение с целью поддержания пластовых давлений и высоких темпов добычи нефти. Это предопределило нацеленность внедрения и выбор объектов воздействия в первые годы применения тех­нологий. При этом обрабатывались главным образом скважи­ны, переводимые из фонда добывающих в фонд нагнетатель­ных, и нагнетательные скважины, приемистость которых в хо­де разработки залежей сильно (вплоть до нуля) понизилась и на которых применение традиционных методов обработки ПЗП не позволяло достигать проектных показателей закачки

288

воды. К ним также относятся добывающие скважины, освое­ние которых под нагнетание сильно осложнялось.

В период 1986-1999 гг. по технологиям ВДХВ и ВПВ обра­ботано 240 нагнетательных и 27 добывающих скважин с ус­пешностью 80 %. В результате проведенных мероприятий до­полнительно закачано в пласты более 8000 тыс. м³ воды и до­полнительно добыто 250 тыс. т нефти.

В первые годы внедрения обработки скважин проводились с использованием генератора типа ГВЗ-108. Работы с приме­нением более эффективного скважинного генератора типа ГЖ были начаты в 1996 г. и осуществлялись в основном на сква­жинах НГДУ "Краснохолмскнефть" и "Арланнефть". К объек­там воздействия были подключены горизонтальные скважины и, впервые в практике, вторые стволы действующих добы­вающих скважин.

Показателями улучшения фильтрационных характеристик призабойных зон нагнетательных скважин служат результаты интерпретации проведенных по ряду скважин гидродинамиче­ских исследований.

В табл. 10.1.1 представлены результаты обработки индика­торных кривых нагнетательных скважин НГДУ "Чекмагуш-нефть", снятых до и после проведения виброволновых об­работок скважин. После обработки фильтрационные характери­стики призабойных зон существенно улучшаются. В результате обработок скважин происходило увеличение коэффициентов приемистости в 1,5-2,0 раза, проницаемости ПЗП в 1,5-2,0 раза и более, гидропроводности в 1,5 раза.

Как показывает анализ результатов работ (промысловых данных, результатов геофизических и гидродинамических ис-

Таблица 10.1.1

Результаты обработки индикаторных кривых по скважинам НГДУ "Чекмагушнефть"

Номер скважи­ны	До обработки			После обработки
	Коэффициент			Коэффициент
	приемисто­сти, см3/(с-МПа)	гидропровод­ности, мкм м/(мПас)	проница­емости, мкм	приемисто­сти, см3/(с-МПа)	гидропровод­ности, мкм2м/(мПас)	проница­емости, мкм
649 6796 716 503 6262	413,8 406,3 273,1 13,7 179,7	0,244 0,240 0,161 0,007 0,104	0,152 0,120 0,067 0,003 0,052	898,3 419,0 603,0 19,8 351,5	0,530 0,247 0,356 0,011 0,205	0,331 0,124 0,148 0,005 0,102

289

следований), после обработок скважин помимо увеличения приемистости происходит не только восстановление охвата пласта, но и подключение к работе новых низкопроницаемых пропластков, что выражалось в увеличении охвата пласта по толщине заводнением в среднем на 20-50 %.

Так, в результате обработки (11.89 г.) нагнетательной скв. 1081 Четырмановского месторождения приемистость ее воз­росла от 0 при/?зак= 15 МПа до 1200 м³/сут при р_3дХ= 14 МПа. По данным РГД-5 после обработки скважины наряду с высоко­проницаемыми пластами Сп (0,507 мкм²) и Cyi (0,96 мкм²) прак­тически полностью подключились в работу не освоенные по­сле бурения пласты Civ, C_v и Cyi₀ с проницаемостью 0,030-0,100 мкм².

На рис. 10.1.1 показаны профили приемистости по скв. 3057 и 94 Бураевского и Сатаевского месторождений, снятые в ходе проведения РГД-5 до и после проведения виброволновых об­работок.

В результате было достигнуто увеличение охвата пластов заводнением в среднем на 25-50 %. Из-за существенного из­менения характеристик нагнетания менялся характер заводне­ния пластов, что привело к благоприятным изменениям харак­теристик вытеснения и извлечению дополнительной нефти из добывающих скважин, подверженных влиянию обработанных нагнетательных по геологическим свойствам залежи и особен­ностям движения фронта заводнения. На рис. 10.1.2 для при­мера представлена кривая вытеснения по очагу заводнения после проведения виброволновой обработки нагнетательной скв. 533 (пласт Di) Шкаповского месторождения.

В НГДУ "Краснохолмскнефть" существенный эффект был достигнут без привлечения добавочного физико-химического компонента воздействия. Так, например, на Бураевском, Юго-машевском, Четырмановском и других месторождениях в те­чение ряда лет без применения химических реагентов было обработано 83 нагнетательные скважины. Успешность обрабо­ток составила 90 %. Достигнуто увеличение приемистости в среднем на 200 м³/сут с увеличением охвата пластов по тол­щине заводнением в среднем на 50 % и продолжительностью эффекта от 6 до 18 мес и более. Применение технологии ВДХВ позволило вовлечь в разработку скважины, на которых традиционные технологии оказались малоэффективными, и при этом получить значительную экономию путем сокращения

290

а

До обработки: 09.04.89 г.

После обработки: 13.04.89 г.

^s_ 2068,0 | 2069,0

|

4 2070,0

2071,0

2072,0 2073,0

0 2 4 6 %

Приемистость Q=30 м³/сут

при давлении закачки

р=13,0 МПа

0 2 4 6 8 10 12 14 16

Приемистость Q=190 м³/сут при давлении закачки р=13,0 МПа

До обработки: 06.02.90г.

После обработки: 09.02.90 г.

S 1492,8 | 1494,4 3" !; 1496,0 = 1497,6
Ь 1499,2
Й§ 1501,0
	0 2 4		t 6

10 2 4 6 8 10 12 14%

Приемистость Q=100 м³/сут Приемистость Q=546 м³/сут при давлении закачки при давлении закачкир=8,0 МПа р=10,0 МПа

Рис. 10.1.1. Профили приемистости до и после ВДХВ:

а — по скв. 3057 Бураевского месторождения (терригенный пласт Crv визейского яруса); б — по скв. 94 Сатаевского месторождения (пласт Di верхнего девона)

сроков ремонта скважин и отказа от использования дефицит­ных и дорогостоящих химических реагентов.

В НГДУ "Арланнефть" работы проводились по технологии ВПВ на горизонтальных скважинах и вторых стволах дейст­вующих скважин с целью их освоения после бурения и повы­шения продуктивности.

Объектами воздействия служили скважины, вскрывающие продуктивный терригенный пласт Q_v терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК), карбонатные пласты каширского горизонта и турнейского яруса.

Пласт IQ каширского горизонта представлен преимущест­венно органогенными и органогенно-детритовыми доломити-

291

Очаг заводнения нагнетательной скв. 533

1,11 l,19\n(Q_x)10-

0,95

1 -3

Рис. 10.1.2. Кривая вытеснения по очагу заводнения скв. 533 (пласт Di) Шкапов-ского месторождения (по добывающим скв. 42, 529,534). Дополни­тельная добыча нефти 2500 т

зированными известняками и мелкокристаллическими доло­митами толщиной 6-7 м, пласт К] представлен переслаивани­ем пористо-кавернозных и плотных доломитов и доломитизи-рованных биоморфных известняков толщиной до 15 м. Эф­фективная пористость составляет 0,5-5,0 %, открытая - 3,5-17,0 %, нефтенасыщенность - 77-82 %, средняя проницаемость по данным анализа кернов - 0,033 мкм². Характерны наличие во-донасыщенных пластов в любой части разреза и отсутствие четко выраженного ВНК.

Продуктивные отложения турнейского яруса представлены известняками серыми, глинистыми, иногда микрозернистыми, чаще сгустковыми, кристаллическими. Число пористых про­слоев-коллекторов от 1 до 8, средняя нефтенасыщенная тол­щина 3,4 м, пористость 14 %, проницаемость до 0,14 мкм². За­лежи имеют единый ВНК с залежами ТТНК.

Пласт Civ ТТНК представлен мелкозернистыми кварцевыми песчаниками. Зерна слабо сцементированы глинистым и угли­сто-глинистым цементом каолинитового состава. Пласт рас­членяется аргиллитами на 2—4 пропластка. Общая толщина достигает 36 м, изменяясь на небольших расстояниях до пол­ного замещения. Пористость 22-24 %, проницаемость от 0,635 до 1,83 мкм². Нефтенасыщенная толщина около 5 м. Большин­ство залежей полностью подстилаются водой.

Результаты освоения и повышения продуктивности гори­зонтальных скважин, вскрывающих карбонатные и терриген-

292

ные отложения (скв. 832) Арланского месторождения, пред­ставлены в табл. 10.2.

По данным истории разработки дебиты скв. 11404, 11633, 11491 сразу после их освоения заметно превышали дебиты сопоставимых вертикальных скважин, а затем в течение по­лугода - одного года эксплуатации существенно снизились. В результате проведенных мероприятий дебиты скважин возросли в 2—4 раза, при этом незначительно возросла обвод­ненность продукции, а на скв. 11491 она уменьшилась. Мно­гократные попытки освоения традиционными методами скв. 709 и 832 были безрезультатными. С применением техноло­гии ВПВ они были успешно освоены.

По результатам успешно проведенных работ мероприятия по технологиям ВДХВ и ВПВ включены в широкомасштабную программу АНК "Башнефть" по освоению горизонтальных скважин и вторых стволов действующих добывающих сква­жин.

Западная Сибирь

На нефтяных месторождениях Западной Сибири опытно-промысловые работы и внедрение виброволновых технологий проводились в 1989-1995 гг. на нагнетательных и добываю­щих скважинах, характеризующихся существенно осложнен­ными условиями эксплуатации. Объекты обработок относятся к низкопроницаемым, высоконеоднородным коллекторам, с повышенным содержанием сильно набухающих глинистых фракций монтмориллонитового типа. В течение 1989-1995 гг. было обработано 126 скважин, из них 40 добывающих.

В табл. 10.1.2 приведены результаты работ по обработкам нагнетательных скважин на Талинском месторождении (пласт ЮК-10) АО "Кондпетролеум".

Видно, что подавляющее большинство скважин до обра­ботки имели нулевую приемистость. В результате применения технологии ВДХВ была достигнута приемистость от 200 до 500 м³/сут, т.е. фактически осуществлялась реанимация сква­жин.

293

Таблица 10.1.2

Результаты внедрения технологии ВДХВ на нагнетательных скважинах Талинского месторождения АО "Кондпетролеум" за период 1989-

1990 гг.

			До обработки		После обработки
Номер сква­жины	Дата об­работки	Интервал перфо­рации, м	Прие­мис­тость,	Давле­ние за­качки,	Прие­мис­тость,	Давле­ние за­качки,	Примечания
			м3/сут	МПа	м3/сут	МПа
3189	05.89 г.	2772,5-2785,0	0	17	210	17	Освоение под
2782	06.89 г.	2781,0-2824,5	0	14	370	14	закачку Тоже
3228	06.89 г.	2824,0-2847,0	0	—	240	16	п
2798	07.89 г.	2769,0-2782,0	0	-	250	15	Повышение
							приемистости
2900	08.89 г.	2804,0-2830,0	60	15	360	15	Тоже
2963	08.89 г.	2866,0-2898,0	0	—	120	10	Освоение под
							закачку
3971	08.89 г.	2678,5-2695,0	26	15	280	15	Повышение
							приемистости
3972	08.89 г.	2712,0-2731,0	50	18	220	18	Тоже
2735	08.89 г.	2823,5-2850,0	0	15	200	15
4084	09.89 г.	2709,5-2722,5	0	-	280	15	Освоение под
5338	11.89 г.	2874,5-2903,5	0	17	200	17	оаКаЧКу Повышение
							приемистости
5026	05.90 г.	2785,0-2808,5	0	—	528	14	Тоже
7607	05.90 г.	2718,0-2746,0	0	-	360	15	п
6144	06.90 г.	2798,4-2817,0	0	—	430	15	п
2738	07.90 г.	2757,0-2782,0	0	18	350	17	п
4080	07.90 г.	2665,0-2694,0	80	15	250	15	п
2655	07.90 г.	2979,0-2993,5	0	15	360	15	Освоение под
7689	07.90 г.	2771,0-2798,0	0	—	480	18	оаКаЧКу Повышение
							приемистости
4774	07.90 г.	2695,0-2699,0	0	-	240	15	Тоже
4500	07.90 г.	2744,0-2766,0	0	—	360	15	п
6970	08.90 г.	2896,0-2917,0	0	-	360	13	п
4072	09.90 г.	2755,0-2772,0	0	20	240	17	п
4286	09.90 г.	2697,0-2706,0	0	-	950 по	-	Освоение под
					(РГД-5)		закачку
3979	10.90 г.	2724,0-2727,0	0	15	380	15	Повышение
		2735,0-2743,0					приемистости
4352	10.90 г.	2792,5-2797,5	0	—	360	15	Тоже
		2800,0-2804,0
3981	10.90 г.	2799,0-2812,0	0	-	480	15	Освоение под
							закачку

294

В результате проведенных мероприятий по освоению и по­вышению приемистости нагнетательных скважин дополни­тельно закачано в пласты более 5000 тыс. м³ воды. Благодаря повышению фильтрационных характеристик ПЗП и продук­тивности добывающих скважин, а также улучшению показате­лей вытеснения нефти дополнительно добыто более 140 тыс. т нефти.

На скв. 1013 (пласт БС-4) Приразломного месторождения АО "Юганскнефтегаз" до обработки приемистость отсутство­вала, причем осуществлявшиеся ранее мероприятия по воздей­ствию на ПЗП не приносили желаемого результата. В ходе проведения с 13.09 по 15.09.94 г. технологических мероприя­тий осуществлялось виброволновое воздействие с применени­ем пенных систем в сочетании с прокачкой через гидродина­мический генератор растворителя "нефрас" и глинокислоты (HC1+HF). Результаты по циклам представлены в табл. 10.1.3.

В результате обработок не только существенно повышались фильтрационные характеристики ПЗП, но и увеличивался ко­эффициент охвата пластов заводнением, что привело к благо­приятным изменениям процесса вытеснения нефти.

На рис. 10.1.3 показан профиль приемистости по скв. 2655, освоенной под нагнетание с применением технологии ВДХВ. До обработки ее приемистость была равна нулю.

На рис. 10.1.4 представлена кривая вытеснения по очагу за­воднения после проведения ВДХВ на нагнетательной скв. 2963 (пласт ЮК-10).

В целом анализ результатов обработок добывающих сква­жин (промысловых данных и данных геофизических и гидро­динамических исследований) показал, что достигаются улуч­шение фильтрационных характеристик ПЗП скважин, расши­рение профилей притока пластовой жидкости и увеличение

Таблица 10.1.3

До обработки	В результате комплексной виброволновой обработки
	Эгап1	ЭгапП	ЭтапШ
Приемистость 2„р отсутствова­ла при рзгх = = 17 МПа	Осуществление вибропенной обработки, епр=1ООм7сут при.Рзж=15 МПа	Вибропенное воз­действие в сочетании с закачкой в пласт 6 м3 растворителя (нефрас), епр = 2ООм3/сут при рзгх= 15 МПа	Вибропенное воздей­ствие в сочетании с закачкой в пласт 6 м3 раствора глино­кислоты (HC1+HF), б„р= 430м3/сутпри рзт= 15 МПа

295

Дата исследования: 06.07.90 г.

S 2978,0

5 Л) i5 20 25 50 55% Приемистость до обработки отсутствовала; приемистость после обработки Q=360 м³/сут; коэффициент охвата К_ох =0,73

Рис. 10.1.3. Профиль приемистости после ВДХВ по скв. 2655 (пласт ЮК-15) Талинского месторождения АО "Кондпетролеум"

продуктивности.

Так, например, на скв. 708, куст 35 Приразломного место­рождения АО "Юганскнефтегаз" до обработки, согласно за­ключению геофизической службы, по термометрии отмечалась слабая работа всех проницаемых слоев через столб соленого раствора плотностью 1,10 г/см³. По данным дебито- и влаго-метрии работающие интервалы не выделялись, за исключени­ем прослоя 2600,0-2601,0 м. По механической расходометрии счет был нулевой. После проведения 11-12.06.94 г. операций

Рис. 10.1.4. Кривая вытеснения по очагу заводнения скв. 2963 (пласт ЮК-10) Талин­ского месторождения АО "Кондпетролеум" (добывающие скв. 2980,2947). Допол­нительная добыча нефти 2490 т (данные по 11 месяцам после