Повышение продуктивности и реанимация скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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 влагометрии 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

обработки)

296

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 10.1.4

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

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 "ЛукойлКогалымнефтегаз".

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:

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

297

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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

лымнефтегаз"

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

нефтегаз"

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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Впервые технология ВПВ была использована на ЕмЕговском 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 ВК1 викуловской свиты, представленный монолитными глинистыми песчаниками с нефтенасыщенной 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, изза 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), солянокислотные или глинокислотные обработки, эффективность которых низка и кратковременна.

Входе 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

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

299

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 10.1.5

Результаты ОПР по Пермской области

300

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

тегаз" и ЗАО "Лукойл-Пермнефть" обработки пяти нагнетательных и двух добывающих скважин, вскрывающих нефтеносные пласты тульского и бобриковского горизонтов терригенной 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 1997 г. предприятиями "Татнефть-Елховсервис" и "Акмай" совместно с авторами.

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

Вкачестве объектов воздействия используются скважины, вскрывающие песчано-алевритовые пласты кыновского и пашийского горизонтов франского яруса верхнего девона (пла-

сты D0 и DI “а–д”), а также песчано-алевролитовые пласты бобриковского (C2bb), тульского (Ctl) горизонтов и карбонатные пласты турнейскогоI (пласты CI turI ) и башкирского (CbashI ) ярусов каменноугольной системы.

Вдевонских 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 дебитами.

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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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.

Внастоящее 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 м3/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. м3 воды.

Впроцессе 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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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

Втабл. 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 НовоЕлховской площади, оборудованной для обработки с использованием технологии ВДХВ.

Вдополнение 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) продук-

Таблица 10.1.6

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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 10.1.8

Результаты гидродинамических исследований на скв. 745 Ново-Елховского месторождения

305