Обработки)

296

Таблица 10.1.4

Результаты обработок участка Ватьеганского месторождения АО "Лу-койл-Когалымнефтегаз" с добывающими скважинами

Номер скважины	Интервал перфорации, м	Данные по КВУ (ГИС)
		До обработки
		Q, м3/сут	III—112) М	Янач; Яспш, м
7103/11 4294/11 4329/16 4255/11 4254/11	2367,4-2374,0 2380,4-2383,0 2473,0-2475,0 2436,6-2441,0 2322,0-2327,0 2323,0-2327,0	20,0 4,4 0,6 2,6 8,0	(8МПа) 1173,0-1110,0 1088,0-1078,0 884,0-870 1107,0-843,0	1211,0; 1096,0 1088,5; 1076,0 1071,0; 860 1125,0; 842,0

Продолжение табл. 10.1.4

Номер скважины	Интервал перфорации, м	Данные по КВУ (ГИС)
		После обработки
		Q, м3/сут	Нх-Нг, м	Ншч; ^4тац, М
7103/11 4294/11 4329/16 4255/11 4254/11	2367,4-2374,0 2380,4-2383,0 2473,0-2475,0 2436,6-2441,0 2322,0-2327,0 2323,0-2327,0	65,0 7,4 1,3 4,6 8,8	(10,2 МПа) 1200,0-1134 1294,0-1267 895,0-830,0 1200,0-1044,0	1253,0; менее 970 1318,0; менее 770 1093,0; 770,0 1316,0; 955,0

ВПВ по термометрии работали все проницаемые прослои че­рез столб соленого раствора плотностью 1,12 г/см³. Дебит скважины увеличился от 0 до 5 м³/сут.

В табл. 10.1.4 представлены результаты обработок добы­вающих скважин на очаге нагнетательной скв. 7103 (пласт БВ-1) Ватьеганского месторождения АО "Лукойл-Когал ымнефтегаз".

Дополнительно на рис. 10.1.5 показаны полученные в ходе ГИС кривые притока по скв. 4294 до и после обработки, а ни­же представлены результаты их интерпретации, свидетельст­вующие о существенном улучшении фильтрационных свойств ПЗП:

Гидропроводность, мкм²м/(мПа.с)

Пьезопроводность, см²/с

Проницаемость, мкм²

0,6/1,0*

83,3/166,7

0,01/0,02

В числителе даны значения до обработки, в знаме­нателе - после ВДХВ.

297

Рис. 10.1.5. Кривые восста­новления уровня (КВУ), сня­тые до (2) и после (2) обра­ботки добывающей скв. 4294 (пласт БВ-1) Ватье-ганского месторождения АО "Кога-

лымнефтегаз"

Рис 10.1.6. Профили при­тока по скв. 708 (пласт БК-4) Приразломного мес­торождения АО "Юганск­нефтегаз"

До обработки: 06.04.94 г. 2600,0

2605,0 | 2610,0 ■t, 2615,0

После обработки: 23.06.94 i

2620,0

£ 2625,0

2630,0

0 4 8 12% 0 Приток нефти не фиксируется ³

4 8 12 16 20 24 % Приток нефти Q⁼5 м³/сут

Общее улучшение фильтрационных свойств ПЗП сопрово­ждается благоприятными изменениями структуры течения нефти в прискважинной зоне - подключением в работу ранее не работавших пропластков и объемов пористой среды кол­лектора. Для иллюстрации этого на рис. 10.1.6 показаны про­фили притока до и после обработки по скв. 708 (пласт БК-4) Приразломного месторождения АО "Юганскнефтегаз".

298

Впервые технология ВПВ была использована на Ем-Еговском месторождении АО "Кондпетролеум" с целью ос­воения после бурения и повышения продуктивности обработки горизонтальных скважин (см. табл. 10.1.2). На этом месторож­дении обрабатывались горизонтальные скважины, вскрываю­щие продуктивный пласт ВК] викуловской свиты, представ­ленный монолитными глинистыми песчаниками с нефтенасы-щенной толщиной 5-10 м, расчлененными тонкими пропласт-ками-неколлекторами преимущественно толщиной менее 1 м. Песчаники относятся к классу низкопроницаемых с проницае­мостью от 0 до 0,2 мкм² (средняя проницаемость 0,047 мкм²), характеризуются сильной изменчивостью проницаемости как по толщине, так и по простиранию пласта. Особенностью ме­сторождения является низкая нефтенасыщенность продуктив­ных пластов (40- 60 %) и подвижность реликтовой воды, из-за чего продукция скважин обводнена (15—40 %) и достигает 70-80 %. Добыча осложняется образованием в ПЗП эмульсии, которая оказывает блокирующее влияние на приток жидкости из пласта. Основными методами обработки ПЗП являются за­качка растворителей (ШФЛУ, легкий бензин), солянокислот-ные или глинокислотные обработки, эффективность которых низка и кратковременна.

В ходе работ по технологии ВПВ достигнута высокая эф­фективность обработок скважин. Дебиты нефти увеличились в 3-8 раз при снижении в большинстве случаев обводненности продукции на 10-50 %. Обработанные скважины длительное время рентабельно эксплуатировались. В процессе адаптации технологии ВПВ опробовались различные комбинации соче­тания с закачкой реагентов. Как показали результаты, наибо­лее эффективными оказались обработки скважин по схеме вибропенное воздействие - растворитель - глинокислота -вибропенное воздействие.

Работы на месторождениях Западной Сибири были приос­тановлены в 1994 г. в связи с ухудшением общей экономиче­ской ситуации в стране, сложностями финансирования работ нефтедобывающими предприятиями региона. В настоящее время рассматриваются предложения ряда нефтяных компаний по возобновлению работ.

Пермская область

В период 1994-1999 гг. по технологии ВДХВ и ВПВ были проведены на месторождениях ОАО "Лукойл-Пермнеф-

299

Таблица 10.1.5 Результаты ОПР по Пермской области

Номер	Место-		Интервал	До обработки		После обработки
скважи-	рождение	Дата обработки	перфорации, м	Рзак,	&	Рзт,	&	Примечания
ны				МПа	Г7Й66	МПа	13/Й66
			Нагнетательные скважины
463	Гондырь	09.95 г.	1342,5-1355,0	12,0	0	12,0	104	Увеличение охвата
								пласта по толщине
								заводнением
428	Тоже	10.95 г.	1374,8-1389,0	4,5	225	4,5	261	Тоже
421	п	12.95 г.	1303,0-1306,0	16,0	37	12,0	140	п
			1312,8-1317,2
842	Первомайское	09.99 г.	1644,0-1655,0	17,0	24	10,0	220	П
1116	Западное	12.99 г.	1581,5-1583,5	18,0	0	12,0	100
			1586,5-1589,5
			Добывающие скважины
290	Шатовское	01.2000 г.	1876,0-1880,0		6*		40*
283	Тоже	02.2000 г.	1857,0-1863,0		5*		20*
			1869,0-1871,5
* Q в т/сут.

300

тегаз" и ЗАО "Лукойл-Пермнефть" обработки пяти нагнета­тельных и двух добывающих скважин, вскрывающих неф­теносные пласты тульского и бобриковского горизонтов тер-ригенной толщи нижнего карбона. Результаты работ представ­лены в табл. 10.1.5.

Учитывая высокую эффективность и 100%-ную успешность проведенных обработок, в данном регионе запланировано зна­чительное расширение работ по использованию технологий ВДХВ и ВПВ.

Татарстан

Опытно-промысловые работы по виброволновым обработ­кам скважин в ПО "Татнефть" проводились в период 1995—

1996. гг. Внедрение технологий ВДХВ и ВПВ осуществляется с

1996. г. предприятиями "Татнефть-Елховсервис" и "Акмай" со­ вместно с авторами.

Всего за период 1996-1999 гг. проведены мероприятия на 247 добывающих и нагнетательных скважинах девяти НГДУ АО "Татнефть": "Елховнефть", "Джалильнефть", "Аль-метьевскнефть", "Иркеннефть", "Заинскнефть", "Ямашнефть", "Лениногорскнефть", "Актюбанефть" и "Азнакаевнефть".

В качестве объектов воздействия используются скважины, вскрывающие песчано-алевритовые пласты кыновского и па-шийского горизонтов франского яруса верхнего девона (пла­сты Do и Di "а-д"), а также песчано-алевролитовые пласты бобриковского (Q ), тульского (Q) горизонтов и карбонат-ные пласты турнеиского (пласты d ) и башкирского (Ci ) ярусов каменноугольной системы.

В девонских терригенных отложениях скважины вскрыва­ют участки с осложненными геолого-физическими условиями, которые характеризуются повышенной зональной и слоистой неоднородностью, ухудшенными коллекторскими свойствами; запасы нефти в них относятся к трудноизвлекаемым. К ним добавляются и участки на границах блоков, участки вблизи внешних контуров нефтеносности. Поддержание пластового давления методом заводнения в таких условиях затруднено, и добывающие скважины продуцируют с пониженными дебита-ми.

Анализ промысловых данных показывает также быстрое снижение продуктивности добывающих скважин, не соответ­ствующее темпам падения пластового давления. Это происхо­дит из-за загрязнения ПЗП скважин глинистым кольматантом за счет суффозии продуктивного коллектора, образования в

301

порах высоковязких структурированных углеводородных про­дуктов окислительной полимеризации, стойких водонефтяных эмульсий с выраженными тиксотропными свойствами. Радиу­сы зоны загрязнения в ПЗП бывают достаточно велики.

Для терригенных пластов бобриковского горизонта наряду с существованием аналогичных, уже описанных для девонских залежей нефти сложностей разработки компенсация отбора заводнением была проведена с запозданием. Вкупе с осложне­ниями перевода добывающих скважин под нагнетание воды это привело к существенному падению пластовых давлений и массовому уменьшению дебитов скважин.

Карбонатные пласты турнейского яруса разрабатывались при естественном режиме истощения пластовой энергии, а компенсация отбора закачкой воды производится пока только по отдельным очагам.

В настоящее время в целом по месторождениям АО "Тат­нефть" образовался значительный фонд низкопродуктивных и простаивающих скважин. Освоение или восстановление их продуктивности с использованием традиционных технологий оказывается малоэффективным. Так, например, успешность солянокислотных обработок карбонатных пластов турнейского яруса едва достигает 50 %, а сами эффекты непродолжитель­ны.

Основной объем работ выполнен на скважинах базового НГДУ "Елховнефть" (170 скважино-операций)(см. табл. 10.3, 10.4).

Успешность работ составила в среднем 95 %. В результате проведения внедренческих мероприятий дебиты нефти низко­продуктивных скважин возросли в 2-10 раз, средние приросты дебитов составили 2,0-3,0 т/сут на скважину. Прирост прие­мистости по нагнетательным скважинам 50-500 м /сут. За счет внедрения виброволновых технологий в НГДУ "Елховнефть" дополнительно добыто 116,6 тыс. т нефти, из них 65,5 тыс. т по переходящим эффектам 1997-1998 гг. Дополнительно зака­чано в пласты 513,4 тыс. м³воды.

В процессе всех обработок скважин фиксировали вынос с циркулирующей жидкостью значительного количества загряз­нений (солеотложений, глинистых и других частиц), стойкой водонефтяной эмульсии, асфальтосмолистых веществ и пара­фина. В ряде проб жидкости присутствовали полимерные ве­щества бурового раствора, а также продукты реакции от про-

302

веденных ранее кислотных обработок. Содержание взвешен­ных частиц в пробах составляло 300- 20 000 мг/дм³ и более.

В табл. 10.1.6 и 10.1.7 приведены отдельно по пластам ус­редненные данные эффективности обработок добывающих и нагнетательных скважин.

На рис. 10.1.7 показан внешний вид устья скв. 2112 Ново-Елховской площади, оборудованной для обработки с исполь­зованием технологии ВДХВ.

В дополнение к табличным данным следует отметить, что некоторые добывающие скважины эксплуатировались после проведения обработок с повышенными динамическими уров­нями, вследствие чего эффект по ним оказался заниженным. По многим нагнетательным скважинам, вскрывающим девон­ские пласты, было достигнуто практически полное восстанов­ление начальной (максимальной по истории работы) продук­тивности (от 80 до 100 %). По ряд

Таблица 10.1.6

Результаты использования технологий ВДХВ и ВПВ в добывающих скважинах на различных пластах

	Количество		Прирост	Среднее зна-	Среднее из-	Общий при-
Индекс	обработанных	Успеш-	дебитов	чение приро-	менение об-	рост дебитов
пласта	добывающих	ность, %	нефти, т/сут	ста дебитов	водненности	нефти сква-
	скважин			нефти, т/сут	скважин, %	жин, %
Df	49	93	0,1-14,0	2,0	-5,6	190
С?"	23	97	0,3-6,4	2,9	-2,8	160
сГ	37	100	0,3-8,5	3,0	-3,4	150
сь-ь	1	100	8,1	8,1	0,0	810

Таблица 10.1.7

Результаты использования технологий ВДХВ и ВПВ в нагнетательных скважинах на различных пластах

Индекс пласта	Количество об­работанных наг­нетательных скважин	Успешность, %	Прирост приеми­стости, м /сут	Среднее значе-ние прироста приеми­стости, м /сут
Df + D?1 С2ЬЬ сГ	36 15 1	95 95 100	30-300 30-180 117	95 102 117

303

Рис 10.1.7. Внешний вид устья скв. 2112 Ново-Елховской площади, оборудо­ванной для проведения технологии ВДХВ

скважин продуктивность по сравнению с начальной (макси­мальной) даже повысилась в 1,8-3 раза, т.е. было осуще­ствлено их доосвоение. Аналогичные показатели получены по нагнетательным скважинам бобриковских отложений (увели­чение продуктивности в 1,5-2 раза).

Показателями улучшения фильтрационных характеристик призабойных зон нагнетательных скважин служат результаты обработок проведенных гидродинамических исследований. В табл. 10.1.8 и на рис. 10.1.8 представлены результаты обработ­ки кривых КВД нагнетательной скв. 745 Ново-Елховского ме­сторождения (пласт Di), снятых до и после проведения ВДХВ. После обработки фильтрационные характеристики ПЗП суще­ственно улучшились. Не менее важно, что после обработки заметно уменьшилось различие по характеристикам между ближней и дальней зонами прискважинной области, что сви­детельствует о восстановлении после обработки естественного исходного состояния коллектора ПЗП.

Кроме этого важно то, что в ходе обработок было достиг­нуто изменение профилей приемистости скважин. На рис. 10.1.9 представлены данные РГД по скв. 4428

304

Таблица 10.1.8 Результаты гидродинамических исследований на скв. 745 Ново-Елховского месторождения

Приемистость, м /сут

До обработки

После обработки

Проница­емость, КГ³ мкм²

Проница­емость, КГ³ мкм²

Проница­емость, КГ³ мкм²

Проница­емость, КГ³ мкм²

Номер сква­жины

Глубина кровли, м

Мощ­ность перфора­ции, м

до обра­ботки

после об­работки

Призабойная зона

Г идропро-

водность,

мкм см/

(мПа-с)

Удаленная зона

Гидропро-

водность,

мкм см/

(мПа-с)

Призабойная зона

Гидропро-

водность,

мкм см/

(мПа-с)

Удаленная зона

Гидропро-

водность,

мкм см/

(мПа-с)

745

1864

1,5

30

80

1,47

6,92

1,87

8,82

9,27

43,64

10,00

47,06

Продолжение табл. 10.1.8

Номер сква­жины

Глубина кровли, м

Мощ­ность перфора­ции, м

Приемистость, м3/сут

До обработки

После обработки

до обра­ботки

после об­работки

Призабойная зона

Удаленная зона

Призабойная зона

Удаленная зона

Пьезо-провод-ность, см2/с

Коэффи­циент приемис­тости, Ю^м3/ (сутмПа)

Пьезо-провод-ность, см2/с

Коэффи­циент приемис­тости, КГ2»!3/ (сутмПа)

Пьезо-провод-ность, см2/с

Коэффи­циент приемис­тости, 1(Г2м3/ (сутмПа)

Пьезо-провод-ность, см2/с

Коэффи­циент приемис­тости, KTV/ (сутмПа)

745

1864

1,5

30

80

82,4

0,587

105,0

0,587

519,4

3,179

560,1

3,179

305

0,000

Гидропроводность Проницаемость Пьезопроводность

Рис. 10.1.8. Диаграмма фильтрационных характеристик призабойной зоны нагне­тательной скв. 745 (пласт Di) по данным гидродинамических исследо­ваний до и после виброволновой обработки:

/—до обработки в ближней зоне; //— до обработки в удаленной зоне; ///— пос­ле обработки в ближней зоне; IV— после обработки в удаленной зоне

(пласт Di), 4468 (пласт D^, 7180 (пласт С?^ЪЪ), полученные в начальный период эксплуатации скважин, непосредственно перед обработками, а также после обработок, показывающие значительное улучшение профилей приемистости после виб­роволновых обработок даже по сравнению с начальными профилями, снятыми сразу после освоения.

Все это свидетельствует о возможности улучшения общих показателей заводнения и извлечения дополнительной нефти после виброволновых обработок нагнетательных скважин. Для примера на рис. 10.1.10 приведена характеристика вытеснения по очагу отмеченной выше скв. 4468, построенная на основа­нии геолого-промыслового анализа, обработка которой в соот­ветствии с отраслевым стандартом по методу Б.Ф. Сазонова дает прирост добычи нефти в 1730 т за 9 мес после проведения ВДХВ.

Обработки добывающих скважин также осуществлялись с весьма высоким показателем успешности. На ряде добываю­щих скважин девонских терригенных пластов обводненность продукции после обработок снизилась в 1,5- 2 раза, допол­нительная добыча за 1997-1999 гг. составила 32 964 т, из них по 33 скважинам, обработанным в 1997-1998 гг., - 24 786 т, т.е. в среднем по 751 т на скважину, причем по 16 скважинам эффект продолжается.

306

До обработки 13.07.92 г.

После обработки 13.07.92 г.

1796,0

О 10 20 %

Приемистость

0=240 м³/сут

при давлении закачки

р=8,0МШ

\0 10 20 % Приемистость

2=63м³/сут

при давлении закачки

р=8,0 МПя

До обработки 23.08.96г.

О 10 20 %

Приемистость

Q=450 м³/сут

при давлении закачки

р=8,0МПа

О 10 20 % Приемистость

<2=25м³/сут при давлении закачки

р=8,0МТ1я

До обработки 01.07.96г.

/О 20 % Приемистость

0=300 м³

. 10 20 %

Приемистость

2=/0м³/сут

\S — JUU IVI /CJ I \/— IV М /Су I

и/«/ давлении закачки при давлении закачки р=11,0 МПа р=72,0 МПа

О 10 20 30 40 %

Приемистость Q=460 м ³/сут

при давлении закачки

р=8,0 МПа

После обработки 05.09.96г.

О 10 20 30 40 %

Приемистость Q=600 м ³/сут

при давлении закачки

После обработки 13.07.96г.

р=8,0 МПа

О /0 20 30 40 %

Приемистость Q=270 м³/сут

л^и давлении закачки

р=12,0 МПа

307

Рис 10.1.9. Профили приемистости скважин Ново-Елховского месторождения после освоения, а также до и после обработок:

а-скв. 7180; б-скв. 4468; в-скв. 4428

С целью оценки изменения фильтрационных показателей призабойных зон добывающих скважин после проведенных обработок велись гидродинамические исследования ряда скважин. Результаты интерпретации полученных кривых КВУ представлены в табл. 10.1.9 и на рис. 10.1.11.

Полученные данные свидетельствуют о заметном улучше­нии фильтрационных характеристик призабойных зон до­бывающих скважин после виброволновых обработок, причем наиболее заметно увеличиваются проницаемость и пьезопро-водность призабойных зон. Так же, как и для нагнетательных скважин, после виброволновых обработок уменьшается разли­чие между дальней и ближней областями призабойной зоны, что свидетельствует о достаточной глубине производимого воздействия.

Для оценки продолжительности эффекта была прослежена работа скважин, обработанных в 1997 г. Анализ по-

1,00 1,03 1,05 1,08 1,10 lg(()_ж)10'

Рис. 10.1.10. Характеристика вытеснения по очагу нагнетательной скв. 4468 Ново-Елховского месторождения в координатах О„ — \%{О_Ж)_? построенная для оценки эффективности проведенных мероприятий ВДХВ. Дополнительная добыча нефти 1730 т. Стрелками указан базовый интервал