УДК 622.276.6 © Коллектив авторов, 1998
Р.А.Храмов, М.Н.Персиянцев (ОАО «Оренбургнефть»), Л.Е.Ленченкова, Р.Р.Ганиев (НИИ «Нефтеотдача»)
R.A.Hramov, M.N.Persiyantsev (Joint-Stock Company "Orenburgneft"), L.E.Lenchenkova, R.R.Ganiev (NII "Nefteotdacha")
Применение гелеобразующих составов на основе алюмосиликатов на Красноярском месторождении
Application of aluminosilicate based gelling compounds on Krasnoiyarsk field
Given is short geological and production characterization of Krasnoiyarsk oil field. More than ten isolated locations are delineated, where residual oil reserves are concentrated. Presented are the results of associated water production limitation technology field tests and of incremental displacement of residual oil by injecting of gelling compound in three injectors.
рименение гелеобразующих растворов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений является наиболее перспективным методом воздействия. В настоящее время в различных регионах страны проходят промышленные испытания несколько десятков различных гелеобразующих составов, главной особенностью которых является внутрипласто-вое гелеобразование с целью блокирования промытых зон пласта. Особый интерес представляют композиции, состоящие из дешевых, доступных реагентов и разработанные для конкретных геолого-физических условий. Так, для условий Красноярского месторождения предложен гелеобразующий состав на основе алюмосиликатов и соляной кислоты.
Красноярское месторождение находится в Бугурусланском районе Оренбургской области, его разрабатывает НГДУ «Бугурусланнефть». Месторождение введено в разработку в 1954 г. и детально изучено. Промышленная нефтеносность связана с уфимским и артин-скими ярусами перми, подольским, боб-риковским горизонтами и турнейским ярусом карбона и с пашийским горизонтом девона. Наиболее крупными по запасам нефти и основными объектами разработки являются пласты Б2 бобри-ковского горизонта, В1 турнейского яруса, Д1 пашийского горизонта и Р^ подольского горизонта. В тектоническом отношении Красноярская структура входит в систему четко выраженных
поднятий Большекинельского вала. Красноярское поднятие отличается сложной конфигурацией, наличием локальных куполов с различным простиранием.
Пласт Р^ приурочен к средней части подольского горизонта, залегает на глубине от 930 до 1050 м и сложен пористыми известняками. Покрышкой насыщенного пласта служат плотные и заглинизированные разности известняка толщиной 20-25 м. Тип залежи пластовый, размеры 6,6х1,7 км, высота этажа нефтеносности 11,3 м.
Коллектором пласта Б2 служат песчаники, характеризующиеся резкой лито-логической изменчивостью. Зоны замещения песчаного пласта алевролитами и глинами отмечаются на юго-востоке, востоке и северо-востоке, обширная зона замещения занимает практически всю западную часть структуры.
Число проницаемых прослоев колеблется от 1 до 4, толщина - от 0,5 до 16 м. Толщина плотных прослоев изменяется от 0,5 до 6,4 м. Максимальная нефтена-сыщенная толщина по Красноярскому куполу составляет 16,5 м, западному -4 м, юго-западному - 2 м. Коэффициенты песчанистости и расчлененности равны соответственно по Красноярскому куполу 0,801 и 1,439; западному 0,352 и 1,5; юго-западному 0,290 и 1,333.
В пределах пласта Б2, залегающего на глубине 1625 м, выявлены три залежи нефти: собственно красноярская, западная и юго-западная. На Красноярском поднятии граница залежи изменяется от абсо-
лютной отметки -1517 м на юго-восточном участке до -1520,3 м на восточном, -1525,5 м на северо-восточном и северном и до -1527,4 м на юго-западном участке. Залежь нефти Красноярского купола пластового типа с литологическим экраном, размеры ее 5,625х6,25 км. Этаж нефтеносности составляет 36,9 м. Линзовидные залежи западного и юго-западного участков ограничены абсолютной отметкой соответственно -1515,6 и -1510 м. Размер залежи западного участка 0,875х1,550 км, этаж нефтеносности 20,3 м, юго-западного 0,875х0,625 км, этаж нефтеносности 7,4 м.
Промышленная нефть из пласта Б2 бо-бриковского горизонта была получена в 1957 г. в результате освоения скв. 126, 24, 69 и 96.
Залежь пласта В1 турнейского яруса открыта в 1949 г. С ней связаны основные запасы нефти Красноярского месторождения. Коллекторами пласта, залегающего на глубине 1585 м, являются пористые известняки, доломитизированные известняки и доломиты. В пределах площади выделяются две самостоятельные залежи нефти, основная из них приурочена к собственно Красноярскому поднятию, другая - к северо-во-
сточному куполу.
Залежь
В
Красноярском поднятии пластово-массив-ного типа, размеры ее 9,38х7,22 км, этаж нефтеносности 38,6 м. Граница залежи принята на абсолютной отметке -1537 м. На северо-восточном куполе ВНК отмечается на абсолютной отметке -1539-1541 м. Залежь нефти пласта В1 на северо-восточном ку-
иласта
на
44 11/1998 M
поле пластово-массивного типа, размер 2,3х1,87 км, этаж нефтеносности 22,8 м.
Число проницаемых прослоев до принятой границы ВНК достигает 12, толщина их колеблется от 0,5 до 31,4 м, толщина плотных прослоев - от 0,2 до 7,5 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина пласта по Красноярскому куполу равна 31,7 м, а по северо-восточному -17 м. Коэффициенты песчанистости и расчлененности по Красноярскому куполу равны соответственно 0,6825 и 2,8, а по северо-восточному - 0,918 и 3,45.
На 01.01.94 г. (начало экспериментов) по основному объекту разработки - пластам Б2 + В1 - отобрано 89,7% начальных извлекаемых запасов нефти; коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,444 при обводненности скважин 83,3%. Из залежи В1 отобрано 87,1% начальных извлекаемых запасов нефти, из залежи Б2 - 94,3%; КИН составляют соответственно 0,453 и 0,458.
С целью анализа состояния выработки запасов нефти продуктивных пластов и выявления характера распределения остаточных запасов нефти по площади залежей при составлении проекта доразра-ботки сотрудниками Гипровостокнефти были построены карты остаточных неф-тенасыщенных толщин. Они использовались также для оценки достигнутого КИН по залежам в целом и отдельным участкам.
На основе анализа карт остаточных неф-тенасыщенных толщин на каждой из залежей было выделено более десятка обособленных участков, на которых сосредоточены остаточные запасы нефти, причем на некоторых участках пласта В1 остаточные нефтенасыщенные толщины составляют около 2 м. Задача состоит в довыработке остаточных запасов, которые в абсолютных величинах по пласту В1 достигаю 1888 тыс. т, по пласту Б2 - 466 тыс. т. На основе результатов выполненных работ установлено, что по залежи пласта В1 КИН в промытой зоне составил 0,496 при проектном 0,5. В промытой зоне КИН по северо-восточному, центральному и западному участкам равнялся соответственно 0,406; 0,503 и 0,477.
Остаточные запасы нефти залежи пласта Б2 также приурочены к отдельным небольшим участкам, дренируемым, как правило, двумя-тремя, а иногда и единичными скважинами. КИН в заводненной зоне пласта Б2 составляет 0,49, а по залежи в целом - 0,458.
В качестве первоочередных объектов для испытаний технологий ограничения
добычи попутно извлекаемой воды и до-вытеснения из залежей остаточной нефти путем использования гелеобразующей композиции на основе нефелина и соляной кислоты были выбраны очаги заводнения, представленные нагнетательными
скв. 224, 171 и 173.
Нагнетательная скв. 224. Через скважину в пласт Б2 бобриковского горизонта и пласт В1 турнейского яруса закачивается сточная вода при устьевом давлении нагнетания равном 8 МПа. Суммарная приемистость скважины пред началом закачки гелеобразующей композиции составляла 144 м3/сут.
Работы по закачке гелеобразующей композиции проводились с 10.08.92 г. по 31.08.92 г. После очистки ствола скважины методом разбуривания и промывки с использованием пакера в четыре этапа закачали 50 м3 гелеобразующего раствора на основе нефелина и соляной кислоты. Раствор был продавлен в пласт 40 м3 технической воды и после 3 сут простаивания на гелеобразование скважину пустили под закачку воды.
До закачки гелеобразующей композиции при работе скважины от водовода при давлении нагнетания, равном 7 МПа, был снят профиль приемистости, который показал, что воду принимали интервалы 1626-1630 м (пласт Б2) и 1658-1660 м (пласт В1). После закачки гелеобразующей композиции при нагнетании воды цементировочным агрегатом при давлении 8 МПа полученный профиль приемистости показал, что поступление воды происходит в интервалах
1624-1631 м (пласт Б2), 1640-1651 и 1654-1655 м (пласт В1). Суммарная приемистость скважин оставалась прежней. Гелеобразующая композиция при закачке поступает в первую очередь в наиболее проницаемые прослои, увеличивая в них фильтрационные сопротивления и снижая общую приемистость обрабатываемой скважины. В данном случае кроме указанного эффекта, по-видимому, увеличивалась приемистость остальной части интервала продуктивного пласта в результате очистки забоя скважины и воздействия кислоты, содержащейся в закачанной композиции.
Эффективность закачки гелеобразую-щей композиции определялась по реакции окружающих добывающих скв.
153,217, 219, 221, 222 и 292. При оценке технологической эффективности процесса были проанализированы режимы работы ближайших нагнетательных скважин в период наблюдений.
В качестве показателей реакции добывающих скважин на обработку гелеобразующей композицией приняты изменения их обводненности, дебита нефти и жидкости.
Дополнительная добыча нефти за счет закачки нефелиново-кислотного раствора в нагнетательную скважину определялась по добывающим скважинам как разница между текущим и базовым дебитом нефти, умноженная на число отработанных дней. В качестве базового дебита принимался средний дебит скважины за период, предшествующий обработке нагнетательной скважины (обычно 6 мес). Технологическая эффективность рассчитывалась до момента, когда обводненность скважины восстанавливалась до исходной на начало обработки.
Окружающие добывающие скважины по-разному реагировали на закачку гелеобразующей композиции. Наиболее интересны показатели работы скв. 153 и 226. Скв. 153 оборудована УЭЦН и эксплуа
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.