ПРОВЕДЕНИЕ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ РАБОТ ПО ТЕХНОЛОГИИ БОЛЬШЕОБЪЕМНОЙ СОЛЯНО-КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ

На современном этапе разработки месторождений, когда бóльшая их часть уже вошла в четвертую стадию, наиболее актуальными становятся проблемы увеличения нефтеотдачи за счет применения новых МУН. На горизонтальных скважинах в рамках опытно-промышленных работ проведены испытания следующих технологий:

- большеобъемные соляно-кислотные обработки (БСКО);

- большеобъемные пенокислотные обработки; 

- поинтервальные большеобъемные СКО.

Из представленных технологий на месторождении была испытана большеобъемная соляно-кислотная обработка (скважины №1718Г, 1719Г, 1723Г) и поинтервальная БСКО (скважина №1714Г). Все обработки производились на верейско-башкирском объекте Контузлинского месторождения. 

Краткая характеристика скважин.

Обрабатываемые скважины №1714Г, 1718Г, 1719Г, 1723Г имеют схожие характеристики, поэтому в данной работе будет дано обобщенное описание указанных скважин.

Скважины 1714Г, 1718Г, 1719Г, 1723Г пробурены в 2010г с забоем в отложениях башкирского яруса верхнего карбона. Все скважины обсажены 168мм эксплуатационной колонной. Вторичное скрытие продуктивных отложений производилось открытым горизонтальным стволом. Длина открытого ствола обработанных скважин изменяется в пределах от 107 до 209м. Интервал открытого ствола охарактеризован результатами ГИС, как карбонатные отложения башкирского яруса, с различной степенью неоднородности.

http://meridian-journal.ru/uploads/2020/05/4156-1.PNG

Рисунок 1. Информация о скважинах, на которых проводились БСКО на примере скважины 1718Г

 

Описание технологии большеобъемной соляно-кислотной   обработки.

Технология БСКО является разновидностью направленной соляно-кислотной обработки (НСКО). Суть ее заключается в том, что на вскрытую часть продуктивного пласта производится направленное воздействие кислотными составами с применением высоковязкой гидрофобной эмульсии.

Процесс обработки можно описать следующим образом. После подготовки скважины, проведения ГИС и определения приемистости определяется необходимое количество кислоты и гидрофобной обратной эмульсии (ГЭР). Затем производится поочередная закачка в НКТ 2,5 ГЭР, следом закачивается расчетный объем кислотной композиции. В случае необходимости, поинтервальную обработку проводят с применением надувных пакеров ТАМ, которые возможно установить в открытой части горизонтального ствола (поинтервальная БСКО). 

 

Результаты проведенных БСКО

Результаты проведенных обработок представлены в таблице 1.

Таблица 1. Показатели работы скважин до и после обработки

№ скв.

Вид работ

До мероприятия

После мероприятия

Прирост дебита нефти, т/сут

Qж, м3/сут

Обв., %

Qн, т/сут

Qж, м3/сут

Обв., %

Qн, т/сут

1714г

Поинтервальная БСКО

2,2

22

 

1,54

 

2,7

3

2,3

0,8

1718г

БСКО

2,6

4,8

2,2

7,8

3

6,8

4,6

1719г

БСКО

1,1

24

 

0,8

 

9,4

3

8,2

 

7,4

1723г

БСКО

4,1

4

3,6

7,2

6

5,9

2,3

Как видно из таблицы, все скважины имеют прирост дебита нефти, а у двух скважин из четырех (1714Г, 1719Г) наблюдается существенное снижение обводненности. Это связано с блокированием эмульсионным раствором обводненных пропластков. Здесь следует отметить, что лучшие результаты имеют скважины, в которых ОПЗ производились с закачкой ГЭР (БСКО), а меньшим приростом дебита обладает скважина, на которой проведена поинтервальная БСКО (с применением надувных пакеров ТАМ).

Ниже приведены результаты исследований фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта до и после проведенных мероприятий на примере скважины 1714Г.

Таблица 2. Результаты исследований ФЕС.

Показатель

До мероприятия

После мероприятия

Примечание

Коэф. Продуктивности, м³/сут×атм

0,140

0,790

Исследования КВУ

Гидропроводность, Д×см/сПз

0,010

1,450

Проницаемость, мД

1,1

279,2

Скин эффект

-3,55

-1,11

Как видно из таблицы 2, после проведения обработки существенно улучшились коллекторские свойства пласта, в т.ч. проницаемость, гидропроводность и продуктивность. Однако, несмотря на улучшение ФЕС, дебит скважины увеличился незначительно. Скорее всего, слабый эффект связан с низким пластовым давлением эксплуатационного объекта разработки.

 

Выводы и рекомендации

Проведенные большеобъемные ОПЗ показали неплохие результаты. Хотя, говоря о результатах, нельзя забывать об экономической эффективности. В данном случае, капитальный ремонт скважин 1714Г, 1718Г, 1719Г, 1723Г обошелся НГДУ в 14,7 млн. рублей, т.е. средняя стоимость КРС составила 3,67 млн. рублей. При такой стоимости обработки, необходимо проводить более эффективные мероприятия, в т.ч. направленные на снижение стоимости ремонта. Для сокращения стоимости КРС данную комплексную обработку возможно провести силами бригад ПРС.

Список литературы:

  1. Рахмаев Л.Г. Анализ эффективности ГТМ при обработке призабойной зоны пласта нагнетательных скважин на Восточно-Лениногорской площади НГДУ "Азнакаевскнефть" / Л.Г. Рахмаев // Нефтегазовое дело. - 2011. - №2. - С. 469 - 470.
  2. Васясин Г.И. Подбор эффективных кислотных составов для обработки призабойных зон скважин в карбонатных коллекторах / Г.И. Васясин, И.М. Насибулин, Ю.А. Корнильцев // Нефтепромысловое дело. - 2009. - №4. - С. 17-18.
  3. Смирнов А.С. Математическое моделирование процесса закачки кислоты в карбонатный пласт с учетом формирования "червоточин" / А.С. Смирнов // Автореферат. - 2011. - С. 3-5.