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.
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:
- 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.
- 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.
- Смирнов А.С. Математическое моделирование процесса закачки кислоты в карбонатный пласт с учетом формирования «червоточин» / А.С. Смирнов // Автореферат. — 2011. — С. 3-5.
