Повышение продуктивности и реанимация скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 10.4

Эффективность применения технологий с использованием виброволнового воздействия для нагнетательных скважин НГДУ "Елховнефть" АО "Татнефть"

притока воды или газа, ликвидация или временная блокировка поглощений.

Коллекторы:

тип – терригенные, карбонатные; состав – песчаники, песчано-алевролитовые, заглинизиро-

ванные песчаники с начальной нефтенасыщенностью не менее

кавернозные, порово-кавернозно-трещиноватые с начальной нефтенасыщенностью не менее 45 %, пористостью не менее 5– 7 % и проницаемостью 0,005–0,5 мкм2 и выше.

Пластовые флюиды:

нефть вязкостью до 40–60 мПа с; вода пресная и минерализованная.

Кольматант:

286

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

органический – асфальтены, смолы, парафин, продукты жизнедеятельности бактерий;

неорганический – глинистый, отложение солей, продукты коррозии, фильтрат бурового раствора, тампонажный цемент;

другой – продукты реакции после проведения обработок химреагентами, структурированные системы техногенного и биогенного характера.

К скважинам, планируемым для обработки по технологиям ВДХВ и ВПВ, предъявляют определенные типовые требования

(табл. 10.5).

Таблица 10.5

1Глубина залегания продуктивных пластов не более 6000 м при пластовом давлении не ниже 50–60 % гидростатического для технологии ВПВ и 20–30 % для ВДХВ. Для залежей, залегающих на глубинах до 2000 м, пластовое давление может быть и меньшим, и для конкретных площадей должно устанавливаться опытным путем

2Продуктивный пласт должен быть представлен породами, не склонными к разрушению при снижении забойного давления на 10 МПа меньше значения пластового давления

3Пористость и проницаемость продуктивных отложений должны быть не ниже критических значений для данного месторождения и должна существовать гидродинамическая связь по пласту с окружающими скважинами

4У скважин должны быть качественное цементное кольцо в интервале перфорации и залегания непродуктивных пород и герметичная обсадная колонна при отсутствии заколонных перетоков. Уровень подъема цемента за обсадной колонной должен быть выше башмака технической колонны, а за технической колонной – до устья

5Внутренний диаметр обсадной колонны должен быть не менее 89 мм. Искривление ствола скважины не должно превышать 2° на 10 м глубины при применении технологии ВДХВ

6Температура на глубине установки пакера не должна превышать 100 ° С

7Вскрытый перфорацией интервал пласта должен иметь эффективную толщину не менее 2 м, а ниже его в обсадной колонне должно оставаться свободное пространство (зумпф) не менее 5 м для обеспечения возможности проведения геофизических исследований

8При выборе добывающих скважин предпочтение отдается тем, которые находятся в зоне влияния нагнетательной скважины, и в процессе эксплуатации продуктивность снизилась в 3 раза и более, а эффект от обработки не достигался или был кратковременным

9Обводненность продукции должна быть не больше 60 %. Но при эксплуатации пластов, сложенных из нескольких пропластков и разделенных плотными породами, обводненность может быть и выше 60 %, если достоверно установлено, что отсутствует приток хотя бы из одного из них по причине неудачного вызова притока после бурения или его загрязнения в течение безводного периода добычи нефти

287

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Продолжение табл. 10.5

10 Для добывающих скважин, вскрывающих пласты с подстилающей (подошвенной) водой, где уже произошло обводнение продукции, определяющими условиями являются:

наличие рентабельных запасов на участках расположения скважин; наблюдающаяся тенденция снижения обводненности при уменьшении объемов отбора жидкости; монотонное снижение продуктивности, вызванное загрязнением призабойной зоны скважин

11При выборе нагнетательных скважин предпочтение отдается тем, у которых коэффициент приемистости имел тенденцию к монотонному снижению при уменьшении толщины поглощения (профиля приемистости), а для многопластовых – с имеющимися, не подключенными под закачку интервалами

12 При выборе скважин, запланированных для перевода из добывающих в фонд нагнетательных, предпочтение отдается тем, на которых продуктивность монотонно снижалась и по опыту работ перевода под закачку воды на этом участке или в районе этой скважины имелись определенные трудности

13 Не рекомендуется проводить обработку скважин, на которых производились работы по герметизации, ремонту обсадной колонны и длительное фрезерование торцевым фрезом в одной точке, особенно на глубинах, приближенных к интервалу перфорации

14 При выборе скважин необходимо иметь в виду основанное на большом опыте промысловых испытаний важное обстоятельство, а именно то,

что эффективность применения технологий оказывается выше, если ранее на скважине еще не производились реагентные обработки, осо-

бенно связанные с закачкой смеси фтористоводородной (HF) и соляной (HCl) кислот

10.1. ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫЕ РАБОТЫ

ИВНЕДРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ВДХВ И ВПВ

ВРАЗЛИЧНЫХ 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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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

Впериод 1986–1999 гг. по технологиям ВДХВ и ВПВ обработано 240 нагнетательных и 27 добывающих скважин с ус-

пешностью 80 %. В результате проведенных мероприятий дополнительно закачано в пласты более 8000 тыс. м3 воды и дополнительно добыто 250 тыс. т нефти.

Впервые годы внедрения обработки скважин проводились

сиспользованием 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.

Втабл. 10.1.1 представлены результаты обработки индикаторных кривых нагнетательных скважин НГДУ "Чекмагушнефть", 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"

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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 воз-

росла от 0 при рзак = 15 МПа до 1200 м3/сут при рзак = 14 МПа. По данным РГД-5 после обработки скважины наряду с высоко-

проницаемыми пластами СII (0,507 мкм2) и СVI (0,96 мкм2) практически полностью подключились в работу не освоенные после бурения пласты СIV, СV и СVI0 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.

Врезультате 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.

ВНГДУ "Краснохолмскнефть" существенный эффект был достигнут без привлечения добавочного физико-химического компонента воздействия. Так, например, на Бураевском, Югомашевском, Четырмановском и других месторождениях в течение ряда лет без применения химических реагентов было обработано 83 нагнетательные скважины. Успешность обрабо-

ток 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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 10.1.1. Профили приемистости до и после ВДХВ:

а – по скв. 3057 Бураевского месторождения (терригенный пласт СIV визейского яруса); б – по скв. 94 Сатаевского месторождения (пласт D1 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 CIV терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК), карбонатные пласты каширского горизонта и турнейского яруса.

Пласт К4 каширского горизонта представлен преимущественно органогенными и органогенно-детритовыми доломити-

291

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 10.1.2. Кривая вытеснения по очагу заводнения скв. 533 (пласт DI) Шкаповского месторождения (по добывающим скв. 42, 529, 534). Дополни-

тельная добыча нефти 2500 т

зированными известняками и мелкокристаллическими доломитами толщиной 6–7 м, пласт К1 представлен переслаиванием пористо-кавернозных и плотных доломитов и доломитизированных 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 водонасыщенных 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 про- слоев-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 СIV ТТНК представлен мелкозернистыми кварцевыми песчаниками. Зерна слабо сцементированы глинистым и угли- сто-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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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.

709и 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 опытнопромысловые работы и внедрение виброволновых технологий проводились в 1989–1995 гг. на нагнетательных и добывающих скважинах, характеризующихся существенно осложненными условиями эксплуатации. Объекты обработок относятся

книзкопроницаемым, высоконеоднородным коллекторам, с повышенным содержанием сильно набухающих глинистых фракций монтмориллонитового типа. В течение 1989–1995 гг. было обработано 126 скважин, из них 40 добывающих.

Втабл. 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

500м3/сут, т.е. фактически осуществлялась реанимация скважин.

293

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 10.1.2

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

1990 гг.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Врезультате проведенных мероприятий по освоению и по-

вышению 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 (НCl+HF). Результаты по циклам представлены в табл. 10.1.3.

Врезультате 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).

Вцелом 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