Оценка эффективности комплексной технологии вторичного вскрытия пласта

Ранее были опубликованы некоторые результаты использования комплексной технологии вторичного вскрытия пласта с целью повышения дебитов добывающих скважин (1). Данная технология включает проведение глубоко проникающей перфорации с последующим или одновременным диспергированием и удалением кольматирующих призабойную зону пласта глинистых минералов методом реагентной разглинизации. Такое сочетание технологических операций позволяет приблизить фактические характеристики скважин к потенциальным значениям.

Приближение дебита скважины и коэффициента продуктивности к потенциальному значению, наряду с увеличением добычи нефти и возможности реальной оценки объема ее добычи, позволяет создать благоприятные условия для повышения эффективности разработки месторождений, а также использования гидродинамических, тепловых, физических и других методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Оценка эффективности комплексной технологии вторичного вскрытия пласта используемой ООО "Сервис-нафта" на поисковых, разведочных и эксплуатационных скважинах выходящих из бурения, т.е, в случаях отсутствия базы для сравнения, проводилась на основании результатов гидродинамических исследований, а именно, величины скин-фактора, который характеризует изменение проницаемости зонально-неоднородного кругового пласта и позволяет сопоставить фактические и потенциальные показатели.

Оценка технологической эффективности методов воздействия на призабойную зону пласта ПЗП добывающих скважин выполнена путем сопоставления среднего значения дебита скважины за 2-4 месяца до обработки призабойной зоны ОПЗ со значениями дебита нефти после ОПЗ. Определены также другие основные показатели эффективности: коэффициент успешности ОПЗ, удельное количество дополнительной нефти и продолжительность работы скважины с дебитом превышающим его первоначальное значение.

При освоении поисковых и разведочных скважин, целесообразно получить приток нефти близкий к потенциальному значению, так как этот показатель в совокупности с результатами геофизических и гидродинамических исследований, исследований физических свойств и состава нефти, а также ее товарных показателей, является основой при принятии принципиальных инженерных и экономических решений. Следовательно, вторичное вскрытие пласта и освоение скважины должны быть выполнены таким образом, чтобы в результате получить скважину по своим характеристикам близкую к гидродинамически совершенной, т.е. потери давления в результате перфорации и кольматации призабойной зоны должны быть минимальными, а величина скин-фактора быть близкой к нулю или меньше него.

В течение нескольких лет ООО "Сервис-нафта" проводит работы по вторичному вскрытию, освоению и проведению комплекса исследований поисковых и разведочных скважин месторождений Самарской, Саратовской и Томской области, Ханты-Мансийского автономного округа и Красноярского края. При проведении работ используется комплексная технология вторичного вскрытия пласта (а.с. №1707191 2,3).

Для предотвращения дополнительных фильтрационных сопротивлений применяются перфораторы ПК-105С. Они обладают высокими техническими возможностями. Как показывают расчеты с учетом плотности, фазировки, глубины и диаметра каналов, величина отношения фактической продуктивности скважины к потенциальному ее значению при использовании данной перфорационной системы больше единицы, а именно, 1,20; 1,18 и 1,13 при коэффициенте анизотропии проницаемости, соответственно, 1,2 и 9 (4). Следовательно, при использовании указанной перфорационной системы или систем с аналогичными показателями не происходит уменьшение продуктивности скважины, а повышение скин-фактора будет определятся кольматацией ПЗП при первичном вскрытии, цементировании, вторичном вскрытии пласта и освоении.

Для уменьшения потерь давления на преодоление фильтрационных сопротивлений возникающих в результате кольматации ПЗП, в основном глинистыми минералами, используется метод реагентной разглинизации, физической основой которого является переход кольматирующих пласт глинистых образований различного минералогического состава в тонкодисперсное состояние при взаимодействии с химическими реагентами с последующим их растворением и удалением из ПЗП.

Как указано выше, оценка технологической эффективности комплексной технологии вторичного вскрытия пласта в тех случаях, когда отсутствует база для сравнения, может быть оценена на основании анализа результатов гидродинамических исследований проводимых в поисковых, разведочных и добывающих скважинах, в частности, значений скин-фактора и сопоставления значений коэффициента проницаемости пласта и зоны примыкающей к скважине.

В таблице 1 приведены значения скин-фактора и коэффициента проницаемости пласта и призабойной зоны скважин месторождений Самарской, Томской областей и Ханты-Мансийского автономного округа полученные в результате гидродинамических исследований проведенных непосредственно после вторичного вскрытия пласта с использованием комплексной технологии.

В большинстве скважин значение скин-фактора составляет менее 0,3. Это указывает на практическое отсутствие кольматации призабойной зоны пласта. Для таких значений скин-фактора коэффициент проницаемости пласта превышает коэффициент проницаемости призабойной зоны не более чем в два раза (рис.1). Зависимость скин-фактора от соотношения коэффициента проницаемости пласта и призабойной зоны построена на основании фактических результатов гидродинамических исследований. Характерно, что в 30% случаев проницаемость призабойной зоны пласта оказалась выше проницаемости пласта (отрицательное значение скин-фактора).

Таким образом, проведенными исследованиями доказано, что применение комплексной технологии вторичного вскрытия пласта, включающей как элемент технологии реагентную очистку призабойной зоны, позволяет в большинстве случаев устранить дополнительные фильтрационные сопротивления и получить скважины по гидродинамическим показателям близкие совершенным по характеру вскрытия.

Технологическая эффективность применения методов ОПЗ, в том числе и метода реагентной разглинизации и комплексной технологии вторичного вскрытия пласта, с целью интенсификации добычи нефти оценивается путем сравнения дебита скважины до и после ОПЗ и определяется количеством дополнительно добытой нефти в результате проведения одной скважино-операции. Такой же принцип оценки эффективности применяется и при анализе методов воздействия на пласты (6).

В таблице 2 приведены значения дебита нефти добывающих скважин месторождений Самарской области до и после проведения ОПЗ. В таблицу включены показатели, полученные по скважинам с низким значением дебита до ОПЗ (до 5 т/сут), средним значением дебита (от5 до 30 т/сут) и с дебитом более 30 т/сут. Характерно, что увеличение дебита получено в скважинах с различным исходным дебитом. Повышение дебита малодебитных скважин позволяет переводить их в фонд рентабельных скважин. Для высокодебитных скважин характерно не только значительное увеличение дебита, но и получение дополнительно большого количества нефти. Так, например, 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 приблизительно в два раза выше средней величины накопленной дополнительной нефти получаемой на скважинах этого региона.

Для повышения достоверности получаемых результатов проведен анализ суммарных показателей 18 скважин (пласты А4, Б2, С2, ДК) восьми месторождений ОАО "Самаранефтегаз". Обработки призабойной зоны этих скважин выполнены за короткий период, в основном с мая по сентябрь 2000 года, что позволило провести обработку результатов в реальном масштабе времени. Коэффициент успешности ОПЗ составил 78%. Отрицательными считали случаи, когда суммарное количество дополнительно добытой нефти было менее 300 тонн. Среднее значение дебита скважин до ОПЗ составляло 6,7 т/сут. Среднее значение увеличения дебита составило 6,3 т/сут.

На рис. 2 приведено изменение суммарного дебита дополнительной нефти во времени (18 скважин), для сравнения приведено значение суммарного среднесуточного дебита этих скважин принятое постоянным во времени. Суммарный дебит с этих скважин остался выше суммарного дебита до ОПЗ даже после добычи нефти в течение двух лет.

На рис.3 показана динамика дополнительно добытой нефти. В течение двух лет в результате работы этих скважин с дебитом выше первоначального получено дополнительно 64557 тонн нефти, т.е. в среднем около 3,6 тыс. тонн нефти на скважино-операцию.

На рис. 4 показано количество дополнительной нефти полученное из этих скважин во времени (поквартально).

Средние показатели эффективности рассчитывались с учетом общего количества первоначально обработанных скважин (18 скв). Динамика количества скважин работающих с эффектом была следующей. По трем скважинам количество дополнительно добытой нефти составило менее 200 т/скв, по одной скважине увеличение дебита нефти не получено. Результаты по этим четырем скважинам признаны отрицательными. В январе 2001 года с эффектом работали 12 скважин. Две скважины, по которым получено дополнительно 1185 и 689 т. нефти перестали работать с эффектом в конце 2000 года. В конце 2002 года 5 скважин продолжали работать с дебитом превышающим дебит до ОПЗ.

Таким образом, через два года после проведения ОПЗ 18 скважин месторождений Самарской области с использованием метода реагентной разглинизации получено дополнительно более 64 тыс тонн нефти в среднем более 3,:6 тыс тонн/скв., 5 скважин продолжают работать с эффектом после двух лет после ОПЗ. Содержание воды в продукции скважин после ОПЗ осталось практически неизменным.

Используя приведенные выше физические основы реагентного воздействия на призабойную зону пласта, была предложена технология ОПЗ нагнетательных скважин. В таблице 3 приведены результаты испытания данной технологии на четырех нагнетательных скважинах Мухановского месторождениях. Во всех скважинах в результате очистки ПЗП достигнута приемистость соответствующая свойствам пласта.

Технология реагентной разглинизации была также опробована на горизонтальных скважинах Комсомольского месторождения ОАО "Роснефть-Пурнефтегаз" оборудованных проволочным фильтром таблице 4. В пяти из шести скважин получено кратное увеличение дебита (притока), в среднем, в 3,4 раза. Увеличение дебита в таких условиях вызвано, по видимому, очисткой проволочного фильтра от кольматирующих глинистых минералов.

Наряду с указанными выше областями применения модификаций технологии реагентной разглинизации, ее применение, как показывает практика, весьма эффективно в "сложных случаях", когда стандартные методы освоения скважин малоэффективны Пример такого использования технологии приведен ранее (1).

Общим для всех указанных областей применения комплексной технологии вторичного вскрытия пласта и реагентной разглинизации является то, что работы проводились на скважинах вскрывших терригенные коллектора. Первая попытка адаптировать технологию к условиям карбонатного коллектора бала выполнена применительно к специфическим условиям карбонатного коллектора Юрубчено- Тохомского месторождения (Республика Эвенкия) Адаптация проведена 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 коллекторов

В результате предложен и испытан вариант технологии, предусматривающий относительно глубокое проникновение реагентов в пласт, и очистка трещин от кольматирующих их глинистых минералов в среднем на 5м от скважины.

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 результате в скважинах №№ 39,53 и 37 получен приток нефти, хотя прогноз ряда специалистов о наличии нефти в районе этих скважин был негативным.

Таким образом, анализ результатов гидродинамических исследований поисковых, разведочных и добывающих скважин выходящих из бурения показывает, что использование комплексной технологии вторичного вскрытия пласта, включающей в себя очистку призабойной зоны пласта методом реагентной разглинизации, позволяет, в большинстве случаев, получать скважины близкие к совершенным по характеру вскрытия. Дебит таких скважин близок к потенциальному и соответствует свойствам пласта.

Полученные технологические показатели при использовании комплексной технологии вторичного вскрытия пласта и реагентной разглинизации для ОПЗ добывающих скважин показывают, что эффективность этих методов воздействия на ПЗП по накопленному количеству дополнительно добытой нефти на одну скважино-операцию не только превышает этот показатель для большинства химических, физических и, в том числе, и перфорационных методов ОПЗ, но и является величиной одного порядка с этим показателем для некоторых методов воздействия на пласты в целом.

Низкая стоимость проведения операций по комплексной технологии вторичного вскрытия пласта и реагентной разглинизации (доступность применяемых реагентов, использование стандартного оборудования, малые сроки проведения работ) и, как следствие, малую себестоимость дополнительно получаемой нефти, экологическую безопасность и, что особенно важно подчеркнуть, отсутствие отрицательных технологических явлений, в первую очередь отсутствие риска резкого обводнения продукции скважин, позволяют рекомендовать эту технологию к широкому использованию. Технология может быть применена как при освоении скважин выходящих из бурения, так и при ОПЗ добывающих скважин с целью интенсификации добычи и нагнетательных скважин для увеличения приемистости.

Список литературы к статье:

1. Капырин Ю.В, Храпова Е.И, Кашицын А.В. Использование комплексной технологии вторичного вскрытия пласта для повышения дебита скважин. НХ, 6, 2001, с.58-60.
2. Капырин Ю.В, Таратын М.Э, Храпова Е.И. Способ вторичного вскрытия пласта. Патент РФ № 2160827, 20.12.2000.
3. Капырин Ю.В, Таратын М.Э, Храпова Е.И. Способ вторичного вскрытия пласта. Патент РФ № 2183257, 10.06. 2002.
4. Медведев Н.Я, Сонич В.П, Мишарин В.А. и др. Анализ эффективности и перспективы применения методов воздействия на пласты. НХ, 9, 2001, с.69- 75