КОМПЛЕКСНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА
Ю.В. КАПЫРИН, Е.И. ХРАПОВА
ООО «Сервис-нафта»
Табл. 1.
Повышение дебитов скважин при использовании комплексной технологии вторичного вскрытия пласта
Уменьшение проницаемости приза-бойной 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 ми-
нералов 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, кольматирую-щих 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 — 700 мм), реагентную разглиниза-цию и освоение скважины свабировани-ем, 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 — 450 мм 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
№ сква- Месторождение Пласт Дата ОПЗ Среднесуточный дебит, т/сут Изменение среднесуточн ого дебита, т/сут Относительно е изменение среднесуточн ого дебита, %
До ОПЗ После ОПЗ
327 Ново-Запрудненское Д'1' 11,1999 1,7 29,9 28,2 1759
326 Ново-Запрудненское Д1' 03.2000 0,9 19 18,1 2111
163бис Радаевское С1а+Б2 04.2000 1 4,3 3,3 430
433 Бел.-Чубовское Бо 05.2000 0,4 15,8 15,4 3950
215 Казанское С1(Б2) 05.2000 0,7 7,4 6,7 1057
614 Алакаевское Д1' 06.2000 7,8 18,7 10,9 240
614 Алакаевское Д1 06.2000 7,8 18,7 10,9 240
151 Чаганское Д3 06.2000 3,8 15,2 11,4 400
15 Радаевское С1а+Б2 06.2000 2,6 21,2 18,6 815
220 Чаганское Д1 07.2000 3,5 22 18,5 629
220 Казанское С1(Б2) 07.2000 1,5 5 3,5 333
150 Чаганское Д3 08.2000 28 62 34 221
240 Ново-Запрудненское Дк 09.2000 5,8 25 19,2 431
118 Сев.-Дмитровское Д2 10.2000 1,8 7,7 5,9 428
115 Славкинское Б2 01.2001 60 80,4 20,4 134
184 Екатерининское Д1 02.2001 62,2 127,3 65,1 205
611 Комсомольское БП 06.2001 2,8 19,4 16,6 683
12316 Комсомольское БП 04.2001 10,9 16,5 5,6 152
185 Радаевское С1+С1а 11,2001 12,4 14,7 2,3 118
8340 Комсомольское БП 11,2001 4 8 4 200
27 Озерское Б2 12,2001 13,8 20,7 6,9 150
69 Осиновское Д1 05.2002 22,6 31,8 9,2 141
53 Казанское Б2(С1) 06.2002 16,8 22,5 5,7 134
118 КР.гор. Б2(С1) 07.2002 11,8 17,7 5,9 150
ИТОГО: 11,9 26,3 14,4
350 300 250 200
Среднесуточный дебит после ОПЗ
I
Среднесуточный дебит до ОПЗ
1111111111111
50 О
ПП111111111111111111111111111
СМ см см см см
см см см см см
см см
£ А
^ V©
см см см см см
ю ю ю
см СМ см см см см
I.
см см сч см см см см см см см см
ю ю ю
ю ю «о \о
последовательно, после перфорации, так и одновременно, тогда перфорация производится из раствора реагента раз-глинизатора. 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 реа-гентной 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 пласто-
вой 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 при-забойной 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 де-биты 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 предъ-
являются 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 табл. 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 де-битов скважин в два и более раз, что свидетельствует об эффективности использования комплексной технологии
№ скважины Месторождение Дата ОПЗ Приемистость
до ОПЗ после ОПЗ
897 Мухановское 09.2001 г. 150 атм - 80 атм - 480 м3/с 90 атм - 570 м3/с 100 атм -720 м3/с
1060 Мухановское 10.2001 г. 110 атм - отсутствовала 70 атм - 680 м3/с 80 атм - 760 м3/с
936 Мухановское 10.2001 г. 130 атм - отсутствовала 80 атм - 520 м3/с 100 атм - 620 м3
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.