2.3 Анализ причин снижения приемистости скважин в условиях Илькинского месторождения. Анализ динамики коэффициентов приемистости по нагнетательным скважинам Илькинского месторождения
При всем многообразии осложняющими условиями, затрудняющими охват пластов по всей толщине заводнением и снижающими приемистость скважин после ввода их под закачку, являются геологические, технологические факторы и факторы, связанные со свойствами нагнетаемой воды и процессом фильтрации (рисунок 2.9). [4]
Рисунок 2.9 – Факторы, влияющие на приемистость нагнетательных скважин
За последние годы разработан ряд методов воздействия на нагнетательные скважин с целью восстановления приемистости и увеличения охвата пластов по толщине пласта воздействием, обеспечивающим повышение эффективности их работы с высокой и устойчивой приемистостью, что, в свою очередь, ведет к повышению темпа извлечения нефти.
Повышение приемистости скважин определяется различными причинами изменением свойств пористой среды и жидкости. Так, например, свойства пористой среды изменяются при гидроразрыве за счет образования системы трещин или при тепловой обработке, в результате которой расплавляются отложившиеся на поверхности поровых каналов парафино-смолистые вещества. Свойства жидкостей изменяются при прогреве призабойной зоны или, например, при магнитной обработке. Существенным фактором является и изменение взаимодействия жидкости и породы, приводящее к выравниванию профиля притока. Этот эффект наиболее ярко проявляется при использовании вязкоупругих систем.
Основными причинами ухудшения фильтрационных свойств в зоне нагнетательных скважин и низкого охвата пластов закачиваемыми агентами являются геологическая неоднородность по проницаемости (анизотропия проницаемости) и использование для закачки сточных вод, содержащих значительные количество взвешенных загрязнений и нефти (АСПО). Эти компоненты со временем накапливаются в порах и каналах фильтрации с последующим их уплотнением (в результате повышения давления нагнетания), что приводит к резкому снижению приемистости скважин, затруднению доступа регентов (кислоты) при обработке ПЗП к поверхности горной породы и тем самым к низкой их эффективности.
Методы регулирования приемистости нагнетательных скважин условно разделяются на четыре группы:
- химические методы – применяются в случае, если причинами снижения коэффициента приемистости скважин являются отложения в каналах фильтрации веществ, удаление которых возможно путем растворения в различных химических реагентах. Основным методом является солянокислотная обработка;
- механические методы – применяются в малопроницаемых твердых породах. Основным методом является ГРП;
- тепловые методы – применяются в случае, если в каналах фильтрации произошло образование отложений твердых углеводородов (парафин, смолы, асфальтены);
- комбинированные – представляют сочетание трех предыдущих методов регулирования приемистости скважин (кислотный ГРП, термокислотная обработка и другие).
Для восстановления и регулирования приемистости нагнетательных скважин применяются две группы методов:
- методы поддержания приемистости скважин;
- методы увеличения и регулирования приемистости скважин.
К первой группе методов относятся: промывка ствола скважины, дренаж породы призабойной зоны пласта, прерывистый и длительный излив, а также импульсные методы поддержания приемистости скважин при использовании различных видов пульсаторов. Вторая группа методов включает увеличения давления нагнетания воды в пласт, кислотные обработки ПЗП, тепловые и химические обработки, ГРП, технологии выравнивания профиля приемистости скважин.
Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. В основу химических методов положено воздействие различными кислотами на породы призабойной зоны пласта с целью растворения частиц, засоряющих поровое пространство и увеличение диаметров поровых каналов. К ним относятся различные виды кислотных обработок. Наиболее распространенным методом химического воздействия на призабойную зону пласта является кислотная обработка
Выбор поддержания или регулирования приемистости нагнетательных скважин основан на изучении условий эксплуатации и определении интенсивности действия осложняющих факторов. Для этого необходимо выполнить анализ динамики технологических режимов работы скважин и провести необходимые виды исследовательских работ. Результатом такого анализа будет определение более сильнодействующего фактора или факторов, по причине которых происходит ухудшение технологических показателей работы скважины. Затем проводят выбор технологии обработки ствола и ПЗП нагнетательных скважин. Важным вопросом выбора метода обработки скважин является обеспечение условий требуемой полноты вытеснения нефти из пласта и выравнивание профиля приемистости скважин. [5].
Октябрьский цех ППД обслуживает нагнетательный фонд скважин октябрьской группы месторождений, в которую входят Серафимовское, Абдуловское, Копей-Кубовское, Суллинское, Стахановское, Михайловское, Троицкое, Саннинское, Ташлы-Кульское, Петропавловское, Кальшалинское, Илькинское, Солонцевское, Усень-Ивановское месторождения. В процессе эксплуатации нагнетательных скважин происходит загрязнение призабойной зоны, что снижает их приемистость по сравнению с первоначальной величиной и увеличивает давление закачки. [1]
Рассмотрим динамику режима работы некоторых нагнетательных и реагирующих скважин. В качестве примера возьмем очаги нагнетательных скважин № 1852, 1631, 1627 Илькинского месторождения (рисунки 2.10 - 2.12).
Рисунок 2.10 – Динамика коэффициента приемистости нагнетательной скважины № 1852 (дата ОПЗ – март 2010 года)
Рисунок 2.11 – Динамика коэффициента приемистости нагнетательной скважины № 1631 (дата ОПЗ – сентябрь 2010 года)
Рисунок 2.12 – Динамика коэффициента приемистости
нагнетательной скважины № 1627 (дата ОПЗ – сентябрь 2010 года)
По рисункам видно, что после проведения глинокислотной обработки с использованием колтюбинговых технологий коэффициенты приемистости нагнетательных скважин резко увеличивается и затем происходит их постепенное снижение. Степень восстановления приемистости скважин зависит от технологии применяемого метода. Для сохранения данных показателей необходимо своевременно применять ГТМ по поддержанию призабойной зоны скважин в оптимальном состоянии для обеспечения заданного режима нагнетательных скважин и выполнения запланированных норм закачки воды.