Интенсификация отборов нефти из добывающих скважин

Рассмотрим изменение коэффициентов продуктивности и дебитов скважин после проведения ГРП на Уньвинском нефтяном месторождении. Уньвинское месторождение на территории Пермского Прикамья разрабатывается с 1982 г. Основной объект разработки относится к продуктивным терригенным отложениям бобриковского горизонта.

Геолого-физическая характеристика бобриковского объекта Уньвинского месторождения:

Активные работы по восстановлению и увеличению продуктивности добывающих скважин с применением технологии гидравлического разрыва пласта ведутся с 2006 г. [6]. Основные показатели работы скважин до мероприятия и в первый месяц после проведения ГРП за период 2009–2010 гг. приведены в табл. 3.5.

Дебит жидкости по всем скважинам увеличился в 4,58 раза – на 79 м3/сут, дебит нефти возрос на 64,8 т/сут (увеличился в 4,61 раза). По всем скважинам пластовые давления незначительно отличались от давления насыщения нефти газом (Рнас = 14,4 МПа). Забойное давление до ГРП было меньше давления насыщения в 1,29–3,91 раза. Лишь для скв. 3 это давление несколько превышало величину так называемого критического Рзаб, определяемого по формуле, приведенной в [4]. Для трех других скважин Рзаб до ГРП было

меньше Ркрит на 1,1; 2,89 и 5,15 МПа.

В первый месяц после ГРП эксплуатация скважин велась при еще более низком забойном давлении (см. табл. 3.5) с депрессиями на пласт от 4,6 до 10,3 МПа. При этом с учетом величины начального пластового давления (23,6 МПа) эффективные напряжения

41

elib.pstu.ru

у стенок трещин ГРП вблизи от скважин достигали 12,4–19,9 МПа, что вызывало деформации коллектора. Процесс фильтрации флюидов, особенно в призабойных зонах, осложнялся выделением большого количества попутного газа в свободную фазу. Изменение показателей работы скважин после ГРП оценивалось по коэффициентам продуктивности.

Скв. 1. В течение 7,5 мес. после ГРП пластовое давление составляло 14,18–14,69 МПа, забойное – 8,05–8,52 МПа. Увеличение депрессии на 0,8 МПа не привело к увеличению дебита скважины. Коэффициент продуктивности Кпрод снизился за этот период c 4,08 до 3,07 м3/(сут·МПа). Последующее снижение Рзаб до 5,65 МПа также не привело к увеличению дебита скважины, при этом Кпрод уменьшился до 2,1 м3/(сут·МПа).

В дальнейшем с увеличением забойного давления и уменьшением депрессии на пласт коэффициент продуктивности увеличивался, с уменьшением Рзаб и увеличением ∆Рпл – уменьшался

(рис. 3.1, 3.2).

Рис. 3.1. Показатели работы скв. 1 после ГРП:

Рзаб; Кпрод; ∆Рпл

43

elib.pstu.ru

значениями забойного давления, при которых увеличение дебитов за счет увеличения депрессии на пласт превышает снижение этого показателя в результате влияния на продуктивность скважин выделяющегося из нефти газа и деформаций коллектора.

3.3. Кислотные обработки призабойных зон продуктивных пластов

Основным способом химического воздействия на призабойные зоны пластов с целью увеличения продуктивности скважин является воздействие с применением кислот. Это воздействие основано на способности некоторых кислот растворять горные породы или цементирующий материал. Кислотные растворы на водной или иной основе применяются для обработки ПЗП залежей с карбонатными или терригенными коллекторами, растворения и удаления частиц различной минеральной природы, кольматирующих поровое про-

48

elib.pstu.ru

странство горных пород в призабойных зонах пластов в процессе бурения, цементирования скважин и их эксплуатации.

Основными реакциями, определяющими полезный эффект от кислотных обработок ПЗП в карбонатных коллекторах, являются реакции растворения соляной или другого вида кислотой карбонатных пород и различных частиц, засоряющих забой и призабойную зону пласта. Основные реакции составляют химическую сущность процесса кислотной обработки и обеспечивают конечную цель этого процесса – повышение производительности скважин. Для обработки карбонатных коллекторов наибольшее распространение получила соляная кислота, а для обработки терригенных коллекторов – смесь соляной и плавиковой кислот (глинокислота).

Рассмотрим результаты проведения кислотных обработок на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами.

3.3.1. Применение кислотных стимулирующих композиций «КСК-Татнефть»

В ОАО «Татнефть» разработаны новые кислотные стимулирующие композиции, получившие товарную аббревиатуру «КСКТатнефть» [8]. К 1 маю 2012 г. технология КСК (кислотные композиции ПАКС, КСМД, ГКК) внедрена более чем в 600 скважинах месторождений Татарстана. Суммарная дополнительная добыча нефти составила более 240 тыс. т. Технология КСК применяется на НовоЕлховском, Ромашкинском, Ерсубайкинском, Ямашинском место-

в среднем на 2,3 т/сут, дебит жидкости – на 3,1 м3/сут. Продолжительность эффекта от проведенных мероприятий в среднем составляет 11–12 мес. По 20 % обработанных скважин прирост добычи нефти наблюдается в течение более 12 мес. Обводненность продукции после кислотных обработок, как правило, не изменяется. В редких случаях (12 скважино-операций) она увеличилась на 40–70 % (табл. 3.7).

49

elib.pstu.ru