​Комплексная технология вторичного вскрытия пласта

Уменьшение проницаемости призабойной зоны пласта ПЗП в результате кольматации ее глинистыми минералами и фильтратом бурового раствора при первичном и вторичном вскрытии является основной причиной несоответствия реального и потенциального дебита скважин выходящих из бурения. Это изменение проницаемости оказывает влияние на дебит скважины в течение длительного периода, практически до тех пор, пока причины вызывающие это явление не будут устранены.

Разработка технологии предназначенной для устранения негативного влияния кольматации ПЗП была основана на результатах исследования механизма процессов кольматации призабойной зоны и диспергирования глинистых минералов при взаимодействии с различными химическими реагентами.

Использование перфорационных систем с глубоким проникновением кумулятивной струи и с оптимальным количеством и пространственным расположением каналов, как показывает практика, не всегда гарантирует качественную гидродинамическую связь пласта со скважиной из-за проникновения глинистых минералов в расширившиеся поровые каналы и трещины и заклинивания в них под действием горного давления. Поэтому технология вторичного вскрытия пласта должна быть комплексной и предусматривать помимо глубоко проникающей перфорации также механизм разрушения (удаления) веществ, кольматирующих поверхность коллектора и перфорационных каналов.

Правильность физических положений, явившихся основой при разработке комплексной технологии вторичного вскрытия пласта, была убедительно подтверждена экспериментальными исследованиями, проведенными методом физического моделирования на специальных установках высокого давления профессором РГУ НГ им. И.М. Губкина В.С.Замахаевым.

Сотрудниками ООО "Сервис-нафта" с учетом вышесказанного была разработана комплексная технология вторичного вскрытия пласта, включающая глубоко проникающую перфорацию (не менее 600-700мм), реагентную разглинизацию и освоение скважины свабированием, эжекторным насосом или насосом, используемым для подъема продукции из скважины, с одновременным проведением гидродинамических и геофизических исследований.

Использование глубоко проникающей перфорации с оптимальным количеством каналов позволяет обеспечить минимальное сопротивление, вызванное характером вскрытия пласта, и предотвратить отрицательное влияние поляризации на фильтрацию флюидов (до 400-450мм за цементным камнем).

Реагентная разглинизация относится к физико-химическим методам воздействия. Она, позволяет переводить глинистые минералы в тонко дисперсное состояние с последующим растворением и удалением их из коллектора, восстанавливая его первоначальную проницаемость. Разработаны и прошли испытания в лабораторных и промысловых условиях рецептуры используемых химических реагентов. Реагентная разглинизация, в качестве элемента комплексной технологии, используется с целью устранения кольматации коллектора и поверхности перфорационных каналов. Таким способом достигается надежная гидродинамическая связь скважина-пласт. Реагентная разглинизация может проводиться, как последовательно после перфорации, так и одновременно, тогда перфорация производиться из раствора реагента разглинизатора. Не вызывает трудностей проведение реагентной разглинизации при работе с эжекторным насосом, конструкция которого позволяет проведение технологических операций с растворами химических веществ. Экологическая безопасность реагентов и их многотоннажное производство, использование "стандартной" техники и технологии, применяемых при КРС, доказанная эффективность использования технологии также способствовали включению реагентной разглинизации в технологический цикл комплексной технологии вторичного вскрытия пласта.

Освоение скважин производится указанными выше методами и, как правило, не вызывает принципиальных трудностей, также как и проведение геофизических и гидродинамических исследований.

Область применения комплексной технологии:

• разведочные скважины
• добывающие скважины
• нагнетательные скважины
• "сложные" скважины, в которых применение "стандартных" технологий малоэффективно, в том числе, и скважины выходящие из консервации.
• горизонтальные скважины

Разведочные скважины. Стадия разведки нефтяного месторождения характеризуется минимальной информацией о термобарических, емкостных и фильтрационных свойствах коллектора и физических свойствах насыщающих его флюидов. На основании результатов, полученных при вторичном вскрытии продуктивных пластов в разведочных скважинах, принимается ряд принципиальных решений. Поэтому к вскрытию, освоению и исследованию таких скважин предъявляются особые требования:

Получение притока флюида в скважину максимально близкого к потенциальному значению, т.е. соответствующего фильтрационным характеристикам пласта (отсутствие кольматации призабойной зоны, минимальное несовершенство по степени и характеру вскрытия), вязкости пластовой нефти, и депрессии на пласт.

Проведение комплекса гидродинамических, промысловых, геофизических и геохимических исследований, а также исследований состава и свойств пластовой и разгазированной нефти, газа и воды.

Только в 2002 году проведены работы по вторичному вскрытию пласта, освоению и исследованию 20 разведочных скважин месторождений Западной и Восточной Сибири, Самарской и Саратовской областей с использованием комплексной технологии. По каждой скважине было составлено Заключение, в котором изложены полученные результаты и выводы. Принципиально важным является то, что по всем скважинам после ОПЗ не отмечается кольматация призабойной зоны, проницаемость "ближней зоны пласта" близка к проницаемости "удаленной зона пласта", величина скин-фактора близка к нулю или имеет отрицательное значение.

Аналогичные требования предъявляются к вторичному вскрытию пласта в скважинах выходящих из бурения и предназначенных для добычи нефти на уже разведанных площадях. Такие работы выполняются на скважинах эксплуатационного бурения Самарской области, что обеспечивает высокие начальные дебиты скважин. Так в 2001 проведены работы на 7 скважинах, средний дебит нефти составил 43 т/сут, в 2002 году работы выполнены на 18 скважинах, средний дебит составил 54,6 т/сут. Гидродинамическими исследованиями доказано отсутствие кольматации призабойной зоны пласта, что свидетельствует об эффективности используемой технологии.

Добывающие скважины. При использовании комплексной технологии вторичного вскрытия пласта для повышения дебита добывающих скважин не предъявляются такие жесткие требования к объему проводимых работ и исследований, как в случае работы на разведочных скважинах. В зависимости от конкретных геолого-физических и технических условий по желанию Заказчика могут быть внесены изменения в объем выполняемых работ, например проведение только реагентной разглинизации без повторной перфорации, сокращение или исключение исследований пласта и скважины, отбора и исследования проб пластовой нефти и т.д.

Отличительной особенностью при работе на добывающих скважинах, в отличие от разведочных скважин, является возможность определения технологической эффективности проводимых работ путем сравнения технологических показателей до и после ОПЗ. При этом дебит скважины до ОПЗ при сравнении с текущим дебитом условно принимается постоянным без учета естественного уменьшения дебита во времени, что создает определенный запас прочности таких оценок.

В таблице 1 приведены значения дебита скважин месторождений Самарской области до и после ОПЗ с использованием технологии ООО "Сервис-нафта". В таблицу включены результаты по скважинам с низким исходным дебитом (до 5 т/сут), средним значением дебита (от 5 до 30 т/сут) и высоким для месторождений Самарской области значением дебита (более 30 т/сут). Во многих случаях имело место кратное увеличение дебитов скважин в два и более раз, что свидетельствует об эффективности использования комплексной технологии для воздействия на призабойную зону пласта. Характерно, что эффект получен на скважинах с различным исходным дебитом.

Следует обратить внимание на значительное изменение дебита при ОПЗ малодебитных скважин. Следовательно, применение разработанной технологии может быть использовано для перевода малодебитных скважин в фонд рентабельных скважин.

Для высокодебитных скважин характерно получение относительно большого количества дополнительной нефти. Так, в результате ОПЗ скв № 184 Екатерининского месторождения (дебит до ОПЗ 62,2 т/сут), получено дополнительно 7498 тонн нефти, а в результате ОПЗ скв №115 Славкинского месторождения (дебит до ОПЗ 60,0 т/сут) получено дополнительно 4554 тонны нефти, что, в среднем, почти в два раза выше средней величины накопленной дополнительной нефти для скважин данного региона.

Полученный в течение ряда лет фактический материал позволяет доказать реальную эффективность работ с использованием комплексной технологии. Для исключения случайных величин технологические показатели целесообразно было проследить не по отдельным скважинам, а по группе скважин. Для анализа использовались показатели по 18 скважинам (пласты А4,Б2,С2, ДК) 8 месторождений НГДУ "Сергиевскнефть" ОАО "Самаранефтегаз". ОПЗ на этих скважинах произведена в относительно короткое время, в основном, с мая по сентябрь 2000год, что было удобно для обработки результатов в реальном масштабе времени. Анализ показал, что коэффициент успешности составил 78%, увеличение дебита после ОПЗ составило в среднем 6,3 т/сут при среднем дебите до ОПЗ 6,7 т/сут, т.е. имело место увеличение производительности скважин практически в два раза.

На рис.1 показано изменение среднесуточного суммарного дебита нефти по этим скважинам после ОПЗ с использованием комплексной технологии. На рис.2 показано увеличение накопленной дополнительно добытой нефти в течение двух с половиной лет после начала проведения ОПЗ. На рис.3 показано поквартальное изменение дополнительно добытой нефти после ОПЗ.

На основании анализа промысловых данных можно сделать следующие основные выводы:

• использование разработанной технологии позволяет кратно увеличить дебит добывающих скважин после ОПЗ, в среднем, в два раза.
• количество дополнительно добытой нефти в результате ОПЗ составило в среднем более 3,5 тысяч тонн/ скв.
• продолжительность работы группы скважин с дебитом выше первоначального (продолжительность суммарного эффекта) превышает два года.

Таким образом, проведенными работами доказана технологическая эффективность использования комплексной технологии вторичного вскрытия пласта для увеличения дебита добывающих нефтяных скважин.

Нагнетательные скважины. Создание (увеличение) приемистости нагнетательных скважин, используя комплексную технологию вторичного вскрытия пласта, стало возможным после адаптации технологии с учетом противоположного по сравнению с добывающими скважинами направления фильтрации жидкости и особенностями удаления из ПЗП продуктов реакции. В таблице 2 приведены результаты использования модификации комплексной технологии к условиям нагнетательных скважин. По всем скважинам получена приемистость при реальных значениях давления на устье скважин. Величина приемистости соответствует технологическим требованиям

Сложные скважины К "сложным" скважинам условно отнесем скважины, которые трудно освоить традиционными методами. Причины такого поведения скважин в большинстве случаев вызваны нарушениями технологического режима бурения. К этому типу скважин можно отнести также скважины, находившиеся в консервации в течение длительного времени. В таких скважинах происходит "глубокая" кольматация твердой составляющей и фильтратом бурового раствора, что препятствует их освоению

Комплексная технология вторичного вскрытия пласта опробована на ряде таких объектов. В качестве примера, приведем результаты использования технологии на скв. № 732 и 734 Белозерско-Чубовского месторождения. Характерным для этих скважин был крайне низкий приток нефти, при периодической эксплуатации он составлял 0,09 т/сут, в то время как скважины расположенные вблизи устойчиво работали с дебитом 15-30 т/сут. Продуктивный пласт Дк сложен мелкозернистыми средней плотности кварцевыми нефтенасыщенными песчаниками с тонкими прослоями алевролитов и глин, имеет нефтенасыщенную толщину 8-16м, пористость 16-18%, проницаемость 0,15-0,3 мкм2 . Несоответствие дебитов скважин и физических параметров пласта указывало на возможность кольматации ПЗП в процессе первичного и вторичного вскрытия пласта.

На указанных скважинах в течение трех лет проводились мероприятия с целью увеличения притока. Такие мероприятия как свабирование со снижением уровня жидкости в НКТ даже до глубины 2500м, повторная перфорация зарядами ПКС-80, неоднократные кислотные обработки не позволили решить поставленную задачу.

На скважинах № 732 и 734 проведен полный комплекс вторичного вскрытия пласта с освоением скважины с помощью ЭЦН при максимальном понижении уровня флюида. В результате выполненных работ скважины работают в непрерывном режиме с дебитом безводной нефти равным, соответственно, 16,8 и 19,8 т/сут Приведенный пример свидетельствует об эффективности использования комплексной технологии в так называемых сложных случаях.

Горизонтальные скважины. Отличие технологии ОПЗ горизонтальных скважин от технологии ОПЗ вертикальных или наклонных скважин определяется, во-первых, углом наклона ствола скважины в продуктивном коллекторе и протяженностью вскрытого коллектора (до 100 и более метров) и, во-вторых, конструктивными особенностями скважины (открытый ствол, наличие фильтра).

В случае открытого ствола, удаление кольматирующих пласт глинистых минералов методом реагентной разглинизации не вызывает принципиальных трудностей. Требуется только корректировка количества и концентрации используемых реагентов.

В большинстве случаев горизонтальные скважины оборудуются фильтрами на проволочной основе для предотвращения выноса песка. В этом случае достижение взаимодействия реагентов с глинистой коркой по всей поверхности коллектора проблематично. В случае продавки реагентов, они будут фильтроваться в пласт по отдельным участкам с наибольшей проницаемостью. Поэтому эффект скорее всего может быть вызван очисткой зазоров фильтрующего элемента от глинистых минералов.

Промысловые испытания технологии проведены в 2002 году на шести горизонтальных скважинах Комсомольского месторождения ОАО "Роснефть-Пурнефтегаз", оборудованных проволочным фильтром. Основные результаты приведены ниже.

Сопоставление параметров до и после ОПЗ показывает, что в пяти из шести скважин получено кратное увеличение дебита или притока нефти в скважину, определенного по КВУ, в среднем, в 3,4 раза. Представляет интерес проследить динамику дебита этих скважин и оценить величину и продолжительность эффекта.

Общим для всех приведенных выше случаев применения комплексной технологии вторичного вскрытия пласта для увеличения дебита (приемистости) скважин является то, что, все они проведены на скважинах вскрывших терригенный коллектор. Первая попытка адаптировать данную технологию к специфическим условиям карбонатного коллектора Юрубчено-Тохомского месторождения (Республика Эвенкия) была предпринята с целью подтверждения наличия нефти в этих пластах

Адаптация проводилась по двум основным направлениям:

• оценка возможности использования применяемых химических реагентов
• уточнение технологии проведения работ с учетом особенностей распределения пустотного пространства и, как следствие, особенности механизма кольматации таких пород.

Анализ показал, что качественные изменения химических реагентов не требуются.

Изменение технологии проведения работ связаны, в основном, с особенностями процесса кольматации, что обусловлено особенностями строения коллектора. На основании анализа результатов исследования керна, выполненных различными авторами, были выделены основные особенности продуктивного коллектора, которые определяют характер кольматации. К ним относятся наличие вертикальных и горизонтальных трещин, высота которых достигает 150-200 мк, наличие в вертикальных трещинах продуктов вторичных процессов, уменьшающих их проницаемость, практическое отсутствие пустотного пространства в матрице коллектора.

При указанных условиях, наряду с образованием на поверхности перфорационных каналов глинистой корки, возможно глубокое проникновение коллоидных частиц глинистого раствора в пласт и, как следствие, кольматация его не только на поверхности перфорационных каналов, но и в трещинах на значительном удалении от скважины. Поэтому при проведении работ на скважинах Юрубчено-Тохомского месторождения была предусмотрена продавка реагентов в среднем на 5м от скважины с учетом реального объема открытого пустотного пространства.

Такая технология была впервые испытана на скважинах №39 и № 53 в 2001 году и использовалась при вторичном вскрытии на скважинах №№ 37, 89 и 105 в 2002 году. В скважинах №№ 39, 53 и37 получен приток нефти, хотя у ряда специалистов до проведения этих работ прогноз о наличии нефти в районе этих скважин был не утешительным.

Однако, несмотря на положительные результаты, полученные при испытании комплексной технологии вторичного вскрытия пласта, разработанной ООО "Сервис-нафта", в скважинах, вскрывших карбонатные коллектора, эта задача не может считаться решенной полностью.

Основные результаты и выводы

1. На основании результатов лабораторных исследований и физического моделирования процессов происходящих в призабойной зоне скважин разработана комплексная технология вторичного вскрытия пласта. Технология используется в промышленных масштабах в различных геолого-физических условиях основных нефтедобывающих районов РФ.
2. Технология применяется в разведочных скважинах, скважинах вышедших из эксплуатационного бурения, добывающих скважинах, нагнетательных скважинах, "сложных" скважинах, где традиционные методы малоэффективны, при освоении скважин после длительной консервации. Получены положительные результаты испытания технологии в горизонтальных скважинах и скважинах, вскрывших карбонатные коллектора.
3. Технология используется для получения дебита скважин близкого к потенциальному значению, повышения дебита добывающих скважин и приемистости нагнетательных скважин. Доказана технологическая эффективность разработанной технологии.
4. На основании анализа технологических показателей показано, что количество дополнительно добытой нефти в среднем на скважину составляет более 3500 т, дебит скважин после ОПЗ, в среднем, возрастает в два раза, коэффициент успешности мероприятия равен 78%.
5. За два с половиной года технология использована на более чем 250 разведочных, добывающих, нагнетательных и других видах скважин. В результате использования комплексной технологии вторичного вскрытия пласта получено дополнительно более 462 тысячи тонн нефти.