Подбор скважин для опз

Обновлено: 07.07.2024

Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ)

ОПЗП проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗПП)

Выбор способа ОПЗП осуществляют на основе изучения причин низкой продуктивности скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП.

ОПЗП проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями .

Технологию и периодичность проведения работ по воздействию на ПЗП обосновывают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями (РД) по отдельным видам ОПЗП с учетом технико-экономической оценки их эффективности.

1-кратное и многократное воздействие на ПЗП производят в следующих случаях:

- в однородных пластах, не разделенных перемычками, толщиной до 10 м; при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят однократное воздействие;

- в случаях, когда отбором (нагнетанием) охвачены не все пропластки и коэффициент охвата менее 0,5, осуществляют многократное (поинтервальное) воздействие с использованием временно блокирующих (изолирующих) материалов или оборудования.

Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗП обязательно и включает в своем составе

-обеспечение необходимым оборудованием и инструментом,

- подготовку ствола скважины, забоя и фильтра к обработке.

В скважинах, по которым подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗП, например, оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудования и спуск колонны НКТ, а также другого необходимого оборудования.

После проведения ОПЗП исследуют скважины методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствующих режимам исследования скважин перед ОПЗП.

Для очистки фильтра скважины и призабойной зоны пласта от различных загрязнений в зависимости от причин и геолого-технических условий проводят следующие технологические операции:

-промывку пеной или раствором ПАВ;

- гидроимпульсное воздействие (метод переменных давлений);

- циклическое воздействие путем создания управляемых депрессий на пласт с использованием струйных насосов;

- многоцикловую очистку с применением пенных систем;

- воздействие на ПЗП с использованием гидроимпульсного насоса;

- ОПЗП с применением самогенерирующихся пенных систем (СГПС);

- воздействие на ПЗП с использованием растворителей (бутилбензольная фракция, стабильный керосин и др.).

Для обработки карбонатных коллекторов, состоящих, в основном, из кальцита, доломита и других солей угольной кислоты, а также терригенных коллекторов с повышенным содержанием карбонатов (свыше 10 %) используют соляную кислоту. Допускается применение сульфаминовой и уксусной кислот.

Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфатов, соединений железа и т.п.), обрабатывают 10-16 % водным раствором соляной кислоты.

Коллекторы, содержащие осадкообразующие включения, обрабатывают уксусной (10 % масс) или сульфаминовой (10 % масс) кислотами.

При обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, при использовании соляной кислоты дополнительно вводят уксусную (3-5 % масс) или лимонную (2-3 % масс) кислоты для предупреждения осадкообразования в растворе.

В трещинных и трещинно-поровых коллекторах для глубокой (по простиранию) обработки используют замедленно взаимодействующие с карбонатами составы на основе соляной кислоты, дисперсные системы типа эмульсий и загущенных растворов:

- для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют ПАВ (сульфонол, ОП-10 и др) и стабилизатор (КМЦ и др);

- для приготовления загущенной кислоты в раствор соляной кислоты (от 12 до 15 % масс) вводят КМЦ или сульфит-спиртовую барду (0,5-3,0 % масс).

Обработку карбонатных коллекторов в скважинах с температурой от 100 до 170 °С производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсии со специальным эмульгатором (диаминдиолеат, первичные амины, алкиламиды) от 0,5 до 1 %-ной концентрации.

Объем кислотного раствора и время выдерживания его в пласте в зависимости от вида воздействия, рецептуры применяемого состава и геолого-технических условий (толщина, пористость, проницаемость, забойная температура, давление пласта) выбирают из табл. 5.

Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10 %, а также в случае загрязненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (от 10 до 12 % масс) и плавиковой (от 3 до 5 % масс) кислот.

Допустимо использование взамен плавиковой кислоты кристаллического бифторидфторида аммония. Объем раствора при глинокислотной обработке выбирают из условия предупреждения разрушения пластовых пород.

При первичной обработке используют 0,3 - 0,4 м 3 раствора на 1 м вскрытой перфорацией толщины пласта.

Для обработки коллекторов, представленных ангидритами, используют соляно-кислотные растворы с добавками от 6 до 10 % масс азотнокислого натрия.

Во всех случаях при проведении кислотных обработок в состав раствора вводят ингибитор коррозии.

Объем кислоты для ОПЗП в зависимости от проницаемости пласта-коллектора и количества обработок

Оптимизация работы глубинно-насосного оборудования

Мероприятия по оптимизацииработы глубинно-насосного оборудования (ГНО) можно отнести к числу наиболее значимых ГТМ на месторождении.Этот вид ГТМ является наиболее простым и эффективным средством увеличения и поддержания уровня добычи на месторождении. Дополнительная добыча нефти в этом виде ГТМ связана с форсированным отбором жидкостии, как правило, с увеличением обводненности добываемой продукции. Увеличение типоразмера насоса и параметров откачки приводит к увеличению депрессии на пласт, что способствует вызову притока жидкости из ранее неохваченных выработкой пропластков. При этом воздействие на пропластки осуществляется не селективно, вследствие чего возможны притоки воды по наиболее проницаемым пропласткам или перетоки из-за негерметичности цемента за колонной.Данные мероприятия могут быть опасны с точки зрения резкого прорыва воды.Поэтому необходим постоянный контроль за обводненностью продукции оптимизированных скважин, чтобы в случае прорыва воды принять соответствующие меры (снижение депрессии и РИР).Успешность применения оптимизации высока еще и за счет продолжительности эффекта.Длительность проявления эффекта в виде увеличенного отбора нефти по скважинам изменяется в пределах от нескольких месяцев до нескольких лет.

Мероприятия по оптимизации ГНО на месторождении проводились ежегодно, максимальное количество приходится на 2008 и 2009 годы. Наиболее эффективнымиявляются такие мероприятия, как увеличение диаметра ЭЦН и ШГН, перевод скважин с ШГН на ЭЦН.За счет 135 ГТМ (12,2 % от общего количества ГТМ), проведенных за анализируемый период на 117 скважинах, дополнительно добыто (без учета переходящего эффекта) 143,3 тыс. т нефти, что составляет 23,3 % от общего количества дополнительной добычи. Но за счет этих мероприятий дополнительно добыто в 9 раз больше воды. Требуются большие затраты для дальнейшей подготовки высокообводненной продукции и утилизации пластовых вод, поэтому не всегда становится экономически выгодно проведение таких ГТМ.

При интенсификации отборов наблюдается рост обводнённости, чем меньше начальная обводнённость, тем больше этот рост.С каждым годом воды добывается все больше. Основным сдерживающим фактором при проведении оптимизации является подбор забойного давления, а, следовательно, и депрессии на продуктивный пласт.Опасность представляет прорыв краевых вод или перетоки вдоль ствола скважины от водонасыщенного пласта в связи с повышенным перепадом давления. Вторым ограничением для снижения забойного давления является газовый фактор. В результате разгазирования нефти при снижении забойного давления ниже давления насыщения может произойти снижение фазовой проницаемости для нефти и воды в пласте. Выбор оптимального забойного давления является основной задачей при оптимизации конкретной скважины. Оптимальное забойное давление рассчитывается с учетом величины давления насыщения. При снижении забойного давления ниже давления насыщения начинается разгазирование нефти в призабойной зоне пласта, что приводит к увеличению вязкости нефти, снижению фазовой проницаемости пород призабойной зоны, к отложению асфальтосмолопарафиновых соединений в призабойной зоне пласта. Но фактически, с учетом явления метастабильности потока и опыта разработки месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, разгазирование нефти начинается в условиях движущегося потока при давлении ниже давления насыщения примерно на 25-30 %.

При разработке месторождений методом заводнения пластовое давление, как правило, поддерживается выше давления насыщения, т. е. скважины работают (при P_заб<P_нас) в режиме локального разгазирования, когда газ в свободном виде выделяется только в некоторой области вблизи скважины (размеры этой области обычно не превышают несколько десятков сантиметров) (Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность. – Москва–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004). В режиме локального разгазирования увеличение фильтрационных сопротивлений за счет выделения газа может быть учтено путем замены истинного значения забойного давления эффективным давлением:

где – давление насыщения, Па;

– забойное давление, Па;

– относительная фазовая проницаемость нефти при критической газонасыщенности .

В результате проведённых оценочных расчётов для объектов Гремихинского месторождения величина эффективного давления соответствует 0,75 от давления насыщения.Сведения по допустимой депрессии приведены в таблице 7.10.

Таблица 7.10 – Сведения по допустимой депрессии по объектам

Для условий Удмуртии оптимальным сроком установления стационарного режима притока является время 15-30 суток. При испытании скважин на установившихся режимах потери добычи нефти из-за простоя скважин можно избежать за счёт спуска высокопроизводительных насосов на максимальную глубину. При этом производительность можно регулировать несколькими способами: частотой вращения или штуцером – для ЭЦН; параметрами длины хода и частотой качаний – для ШГН. Для более точной оценки забойного давления рекомендуется использование глубинных датчиков давления (например, датчик давления на приёме насоса у ЭЦН).

Гидроразрыв пласта

Назначение гидроразрыва пласта (ГРП) – увеличение проницаемости призабойной зоны путем создания искусственных или расширения естественных трещин в породе пласта. Разрыв пласта, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности, происходит в результате достижения высоких давлений на забое скважины при закачке вязких жидкостей с большим расходом. В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируется зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления. Критериями подбора скважин для ГРП являются обводненность скважин до 60 %; наличие уплотненного раздела между нефтенасыщенной и водоносной частями пласта (до ВНК не менее 5 м, до ГНК – не менее 8м), суммарная эффективная мощность пласта должна быть не менее 3 метров.Основное условие для ГРП – терригенные коллектора, для виброволнового воздействия в сочетании с кислотным разрывом – карбонатные породы. При кислотном разрыве пласта происходит гидроразрыв загущенной соляной кислотой или глинокислотой, содержащей ПАВ (например, прямая или обратная эмульсия из кислотного раствора, нефтепродукта и эмульгатора). Сочетает в себе химическое и гидростатическое воздействие. Основное условие для КГРП – массивные пласты карбонатных пород.Количество извлекаемых запасов по скважине-кандидату должно быть более 15 тыс. т; текущее пластовое давление в районе предполагаемого проведения ГРП должно составлять не менее 80% от начального значения; текущая компенсация в районе скважины-кандидата должна составлять не менее 115% с учетом прогнозируемого прироста дебита жидкости за счет проведения ГРП; проведение исследований по определению состояния цементного камня за эксплуатационной колонной (АКЦ) обязательно. Не допускается проведение ГРП при отсутствии цемента или плохого качества сцепления с колонной/пластом.

За анализируемый период на месторождении выполнено 51 ГРП различной модификации на 45 скважинах, и за их счет дополнительно добыто 29,3 тыс. т нефти. В основном, ГРП выполнялись на скважинах верейского объекта (42 мероприятия), хотя дополнительная добыча по ним составила всего 14,7 тыс. т (50,3% от дополнительной добычи по всем ГРП). Показатели работы скважин, на которых проводились ГРП, и виды ГРП приведены в таблице 7.11.

Как видно из таблицы, на некоторых скважинах ГРП проводились неоднократно. Чаще всего на верейских и башкирских скважинах выполнялся такой вид, как виброволновое воздействие+ГРП. Сущность технологии состоит в предварительном комплексном виброволновом воздействии на выбранную часть вскрытого интервала пласта, раскрытии имеющихся и инициировании создания сети новых трещин, расширении и углублении образованных трещин, а затем осуществлении гидроразрыва пласта и расклинивании трещины разрыва закачкой рабочих жидкостей, реагентов мелкодисперсной нефтекислотной эмульсии в сочетании с воздействием упругими колебаниями. Область применения – нефтяные залежи со слоисто-неоднородными карбонатными продуктивными пластами (известняки, доломиты, калькарениты). Объектами для применения технологии являются, в основном, добывающие скважины с низкой продуктивностью (вертикальные, наклонно-направленные, в некоторых случаях – горизонтальные и боковые стволы), а также нагнетательные скважины со значительными техногенными загрязнениями ПЗП, а также с многократными ОПЗ.

Таблица 7.11 – Показатели работы скважин, на которых проведены ГРП

При выборе скважин для обработки данным видом ГТМ главными критериями являются:

– вертикальная глубина залегания пласта до 2500 м, а для создания субгоризонтальных трещин разрыва – до 1300м;

– пористость, проницаемость и глинистость продуктивных отложений должны быть не ниже критических для данного месторождения, площади, участка (приемлемые значения К_п– 7%, К_пр = 0,010-0,50мкм 2 и выше, К_гл–10%);

– интервал перфорации вскрытого пласта должен быть не менее 2-3 м;

– пластовое давление не ниже 60-70% от гидростатического, но для конкретных залежей может быть установлено опытным путем;

– проявление скин-эффекта вследствие естественного или техногенного загрязнения ПЗП;

– качественное цементное кольцо, отсутствие заколонных перетоков на 15-20 м выше и ниже интервалов перфорации;

– внутренний диаметр обсадной колонны должен быть не менее 120 мм;

– не рекомендуются скважины, на которых ранее производились работы по ликвидации негерметичности обсадной колонны на глубинах, приближенных к интервалу перфорации;

– толщина непроницаемых пропластков, отделяющих нефтенасыщенные от водонасыщенных пластов (прослоев), должна составлять не менее 10м., но для конкретных скважин может определяться индивидуально, с учетом глубины пластов;

– расстояние от нижних перфорационных отверстий до ВНК должно быть не менее 5м.

Чаще всего применяется технологический комплекс виброволнового оборудования "СТРЭНТЭР". Для осуществления виброволнового воздействия используются гидродинамические генераторы колебаний типа ГД2В, способные генерировать низкочастотные (20-300 гц) колебания давления достаточно высокой амплитуды (до 6-8 МПа), а благодаря происходящим внутри них вихревым процессам, они успешно используются для приготовления эмульсий в процессе обработки скважин. Стойкая тонкодисперсная нефтекислотная эмульсия (жидкость разрыва и расклинивания) образуется непосредственно против объекта на выходе из генератора, что существенно удешевляет работы за счет исключения необходимости предварительного приготовления НКЭ.

На башкирских и верейских скважинах проводились также локальные ГРП (уплотнение перфорации с одновременным созданием депрессии на пласт при совместном применении стандартного корпусного перфоратора с имплозионной камерой, которая разгерметизируется одновременно со срабатыванием перфоратора и вскрытием пласта). Как видно из таблицы, на башкирских скважинах они выполнены с высокой эффективностью. Но наиболее высокоэффективными оказались ГРП на визейском объекте: эффективность находится в интервале от 6 до 22 т/сут. Все мероприятия по ГРП характеризуются достаточно большой продолжительностью – от нескольких суток до нескольких лет.

Для минимизации затрат при проведении КГРП и большеобъемной кислотной обработке,необходимо уделить большее внимание БСКО (большеобъемная солянокислотная обработка) как наименее затратному виду ОПЗ. Как показывает анализ данных ОПЗ по ОАО «Удмуртнефть», эффекты по проведенным работам сопоставимы, а затраты на БСКО и глубокие СКО в два разаменьше, чем при КГРП.Также стоит больше уделять внимание контролю качества закачиваемого рабочего агента при проведении БСКО. При БСКО происходит очистка призабойной зоны пласта от цементной и глинистой корок, продуктов коррозии, солевых отложений, стимуляция матрицы. Эффект достигается за счет продавки кислотного состава в пласт в объеме, превышающем размеры поврежденной зоны, и воздействия на скелет породы, удаленной от ПЗП.Отличается от КГРП тем, что при КГРП достигается разрыв пласта, при БСКО – нет. Суть технологии сводится к попеременной закачке отклонителя и кислоты в определенных объемах и со скоростью, определяемой для каждой скважины в зависимости от приемистости, вязкости и обводненности добываемой продукции. На Гремихинском месторождении БСКО проводили в 2009 и 2010 годах на верейских скважинах. Удельная эффективность по нефти варьирует от 1,3 до 4,7 т/сут, продолжительность эффекта – от нескольких месяцев до нескольких лет.

Динамика показателей эффективности ГРП по видам и объектам разработки приведена на рисунке 7.16.

Рисунок 7.16 – Показатели эффективности ГРП

Из графика видно, что максимальная дополнительная добыча нефти получена за счет БСКО, проведенных в 2010 году на скважинах верейского объекта. Наибольшее количество мероприятий (виброволновое воздействие+ГРП) выполнено в 2008 году на скважинах верейского объекта. Из рисунка также видно, что при меньшем количестве мероприятий на скважинах визейского объекта дополнительная добыча нефти превышала добычу на других объектах. Роль ГРП в повышении нефтеотдачи на визейском объекте очевидна, и в целом по месторождению в повышении нефтеотдачи пластов мероприятия по ГРП играют большую роль.

Обработка призабойной зоны добывающих скважин

Для эффективной разработки месторождения применяются различные технологии воздействия на призабойную зону пласта. Основными признаками, определяющими необходимость проведения работ по улучшению фильтрационной характеристики пласта, являются гидродинамические параметры, характеризующие состояние призабойной зоны пласта и совершенство заканчивания скважин. При выборе скважин для воздействия на призабойную зону пласта, главным образом, учитывают прогнозные показатели возможности повышения производительности скважин при условии восстановления или улучшения проницаемости пласта в призабойной зоне. Методы воздействия характеризуются охватом по глубине и толщине пласта обработкой, а также физико-химической сущностью явлений, вызываемых ими в породе и насыщающих призабойную зону флюидах. При выборе метода воздействия его потенциалы по глубине и толщине воздействия должны соответствовать требованиям объекта. Для этой цели при обработке карбонатных коллекторов и коллекторов с повышенным содержанием карбонатного цемента наиболее часто используют закачку кислотных составов, содержащих соляную кислоту, и закачку растворителей, для терригенных коллекторов используют закачку кислотных составов на основе плавиковой кислоты. Основной целью обработки терригенных коллекторов кислотой является, в первую очередь, растворение загрязняющих породу материалов, к которым относятся и глинистые минералы. Практически все применяемые технологии основаны на комплексном воздействии химреагента, растворяющего породу и частицы кольматанта в призабойной зоне пласта, и физико-механических факторов с целью повышения или восстановления продуктивности скважин и улучшения охвата пласта воздействием.ОПЗ проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения, но только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного камня, что обязательно должно быть подтверждено исследованиями.

Мероприятия пообработке призабойной зоны пластаможно назвать в числе наиболее значимых ГТМ на месторождении. Всего за анализируемый период было проведено 244 ОПЗ (22 % от общего количества ГТМ) на 184 скважинах.Распределение количества ОПЗ по объектам разработки представлено в таблице 7.7, в таблице 7.8 представлены показатели эффективности ОПЗ.

Таблица 7.7–Распределение количества ОПЗ по объектам разработки

Таблица 7.8 – Виды и показатели эффективности ОПЗ

Дополнительная добыча за счет ОПЗ составила 73,8 тыс. тнефти, что составляет 12 % от всей дополнительно добытой нефти и 2,1 % от суммарной добычи за анализируемый период по месторождению.

Самыми многочисленными на месторождении оказались мероприятия по обработке призабойной зоны с добавлением АКСИС КС (162 мероприятия, дополнительно 44,5 тыс. т нефти).Многофункциональная композиция «Аксис-КС» применяется в качестве реагента комплексного воздействия, добавляемого в растворы кислот, используемых при обработке призабойной зоны пласта. Наряду с поверхностно-активными и гидрофобизирующими свойствами, его добавка позволяет избежать выпадения осадков, образующихся при взаимодействии кислот со скелетом породы, стабилизировать ионы железа. Включение композиции «Аксис-КС» в кислотные растворы позволяет исключить добавление других добавок-стабилизаторов (лимонная и уксусная кислоты) и интенсификаторов (Нефтенол-К, Синол КАМ, ИВВ-1 и пр.).С целью увеличения глубины проникновения производят продавку кислотной композиции с максимально возможной скоростью. Анализ ГТМ на других месторождениях ОАО Удмуртнефть показывает, что эффективность ОПЗ с использованием АКСИС КС возрастает, если в жидкость при глушении скважины добавлять реагенты типа СНПХ, ГФ.

При приросте +2 т/сут получено 23,2 тыс. т дополнительной нефти за счет мероприятий по СКО с АКСИС КС (88 мероприятий). Анализ работы скважин после ОПЗ с АКСИС КС показывает, что в некоторых скважинах даже при положительном и неплохом эффекте через небольшой промежуток времени наблюдается остановка скважин в результате срыва подачи. Чаще всего это наблюдается в скважинах, находящихся в зонах с низким текущим пластовым давлением (ниже средневзвешенного пластового давления в зоне отбора на 1-2 МПа).

Следующими идут ПСКО с АКСИС КС: 74 мероприятий позволили дополнительно добыть 21,3 тыс. т нефти. Эти ОПЗ на башкирских скважинах оказались эффективнее, чем на верейских. Из многочисленных научных публикаций, а также из анализа ГТМ, проведенных на месторождениях ОАО «Удмуртнефть», известно, что многочисленные и бессистемные ОПЗ и оптимизации приводят к преждевременному разрушению заколонного камня, к прорыву подошвенной воды, к негерметичности заколонного пространства. Как показал анализ, большинство скважин Гремихинского месторождения, на которых проведены ПСКО с АКСИС КС, эксплуатировались относительно в щадящих условиях (на некоторых из них в течение десяти и более лет не проводились никакие ГТМ), при этом оставался целостным заколонный камень, и не наблюдаются заколонные перетоки. Этим объясняется то, что после ОПЗ на них получен хороший эффект по нефти с незначительным приростом дебита воды. От количества израсходованного Аксис КС удельная эффективность по нефти не зависит,т.е. эффект в первую очередь зависит от технического состояния скважины.

Хорошая эффективность получена от ОПЗ с КСК, проведенных в 2009 году на башкирских скважинах: в среднем прирост дебита нефти составил +6,7 т/сутс незначительным увеличением дебита воды. КСК – кислотная стимулирующая композиция, состоящая из дистиллята, абсорбента–Н, ПАВ (неонол АФ9-12). Назначение данного ОПЗ – стимуляция притока нефти к забою в скважинах, отличающихся наличием отложений АСПО в призабойной зоне пласта. Две операции позволили дополнительно добыть 2,4 тыс. т в 2009 году, за счет переходящего эффекта по состоянию на 01.01.2013 г. дополнительная добыча по ним составила 7,1 тыс. т, что свидетельствует о продолжительности эффекта.Несмотря на полученную эффективность, далее данный вид ОПЗ не проводился.

Среди ГТМ по обработке призабойной зоны химреагентами наибольшее количество дополнительной нефти (22,7 тыс. т) получено за счет мероприятий по поинтервальной солянокислотной обработке (52 операции). Наиболее эффективные ПСКО проведены в 2011 году на башкирском объекте (+5,3 т/сут) и на верейском объекте в 2010 году (+4,1 т/сут).Далее идут мероприятия, связанные просто с кислотными обработками (19 мероприятий, дополнительно 2,0 тыс. т нефти и 3,4 тыс. т воды), в среднем прирост составил +2,7 т/сут. Опыт широкого промышленного использования общих СКО говорит о существенном снижении их эффективности при повторных обработках. В результате многократных ОПЗ вода интенсивнее начинает поступать к забою по промытым каналам, а также происходит расширение трещин в затрубном пространстве и существующих незначительных нарушений заколонного камня.Как показывает анализ проведенных ГТМ, исследования перед ОПЗ проводятся крайне редко, о герметичности цементного кольца нет никаких сведений. Необходимо отказаться от тех мероприятий, которые приводят к большому росту обводненности добываемой продукции.

В 2009 году на двух визейских скважинах (скв. 1506, 1502) было проведено ВДХВ – виброволновое депрессионно-химическое воздействие. Назначение данного ГТМ – освоение скважины и повышение продуктивности. Происходит очистка перфорационных каналов и улучшение условий притока в приствольной части пласта. Основная область применения этой технологии –месторождения с трудноизвлекаемыми запасами (низкая проницаемость пластов, неоднородность, высокая глинистость, низкие пластовые давления и др.), рекомендуется проводить в скважинах, где ранее был проведен ГРП. По своей природе виброволновое воздействие в используемом амплитудно-частотном диапазоне является экологически безвредным и не вызывает нарушений технического состояния скважин. Удельная эффективность от мероприятия + 4 т/сут, в год проведения дополнительно добыто 0,8 тыс. т нефти, и это связано с тем, что ГТМ проводились в конце года, т.е. скважины после ГТМ отработали в этот год непродолжительное время. С учетом переходящего эффекта по состоянию на 01.01.2013 г. дополнительная добыча по этим скважинам составила 3,6 тыс. т нефти, продолжительность эффекта составляет несколько лет. Рекомендуется и далее проводить данный вид ГТМ на визейских скважинах, на которых ранее проводились ГРП.

Имплозия проводилась на двух скважинах (верейская скв. 1291, башкирская скв. 1281) в 2009 году, в обеих скважинах получена неплохая эффективность (соответственно 2,4 и 4,8т/сут). При имплозии происходит очистка перфорационных каналов и улучшение условий притока в приствольной части пласта.Эффект достигается за счет создания мгновенной депрессии на пласт с помощью различных приспособлений (например, за счет резкого открытия клапанного устройства в НКТ со сниженным уровнем жидкости при разобщенном пакером затрубном и трубном пространстве или разрушения имплозийных сосудов в скважине). В год проведения ГТМ дополнительная добыча составила 0,9 тыс. т, продолжительность эффекта по обеим скважинам – несколько лет.

Низкой эффективностью характеризуются мероприятия по имплозионно-волновому воздействию (от +0,2 до 0,4 т/сут) и тепловые методы воздействия на призабойную зону пласта (ТГХВ, +0,3 т/сут).

Как показывает анализ, практически все ОПЗ сопровождаются увеличением добычи попутной воды. В среднем на одну тонну дополнительно добытой за счет ОПЗ нефти приходится 0,6 т воды.

По результатам применения химических обработок призабойных зон пластов в скважинах месторождения можно сделать следующие выводы:

– спектр различных видов ОПЗ, применяемых на месторождении, достаточно широк, и коэффициенты успешности по ним соизмеримы;

– в целом показатели после применения химических реагентов в чистом виде неплохие;

– применение кислотных растворов с целью увеличения продуктивности добывающих скважин должно проводиться в сочетании с различными видами освоения и с добавлением многофункциональных композиций;

– наибольшее количество мероприятий (учитывая литологический состав пород всех пластов) связано с применением кислотных обработок в сочетании с различными реагентами и по различным технологиям.

Часто отсутствие положительного эффекта обусловлено как общим состоянием условий эксплуатации отдельных участков объектов разработки, так и технологическими причинами: выбором метода воздействия, длительными простоями без достаточного освоения скважины после ОПЗ (когда происходит дополнительная кольматация призабойной зоны продуктами реакции, что приводит к снижению дебита жидкости). Но основной причиной, как показывает анализ, остается несоблюдение технологии проведения мероприятий. Одним из таких является невыполнение условия, чтобы в скважинах-кандидатах для проведения ОПЗ отсутствовали заколонные перетоки, а целостность заколонного камня подтверждалась данными ГИС.При ОПЗ большое значение необходимо уделять своевременной очистке пласта от продуктов реакции и образовавшихся нерастворимых в кислоте химических соединений. Причем, вызов притока из пласта должен производиться сразу же после обработки, это способствует достижению от ОПЗ проектной эффективности.

Несмотря на имеющиеся недостатки, значение ОПЗ на месторождении достаточно велико. Наиболее эффективными методами, как для терригенных, так и для карбонатных коллекторов, по-прежнему, остаются методы кислотного воздействия, их различные вариации с применением кислотных стимулирующих композиций (КСК): КСМД (кислотный состав медленного действия), ПАКС (поверхностно-активный кислотный состав), ГКК (глинокислотная композиция) и АКСИС КС.

Перфорационные работы

Назначение мероприятий по реперфорации и дострелу – это восстановление гидродинамической связи скважины с пластом, вовлечение в разработку новых мощностей пласта, очистка каналов, разработка порового пространства. С перфорационными работамисвязаны 374 мероприятия в 323 скважинах (из них после 219 мероприятий была проведена обработка ПЗП кислотными составами с добавлением АКСИС КС), дополнительная добыча составила 207,6 тыс. т нефти. Как правило, перфорационные работы позволяют вовлечь в разработку новые, ранее недренируемые пропластки, сопровождаются еще и обработкой призабойной зоны, поэтому они характеризуются хорошей эффективностью по нефти и продолжительностью эффекта. Распределение видов перфорационных работ по объектам и их эффективность представлены в таблице 7.9.

Большинство перфорационных работ (345 мероприятий на 295 скважинах) проведены на скважинах башкирского объекта, они характеризуются максимальной эффективностью (до 6,2 т/сут в 2010 году от ДПСКО). Самыми многочисленными (170 операций) оказались ДПСКО с АКСИС КС, дополнительно за их счет добыто 118,7 тыс. т нефти, они же и характеризуются максимальным приростом дебита воды (почти 6 т воды на каждую дополнительную тонну нефти).

ГМЩП (гидромеханическую щелевую перфорацию) обычно используют при вторичном вскрытии нефтяных и нагнетательных скважин при помощи одно или двухстороннего гидромеханического щелевого перфоратора, основанного на принципе деформации металла от нагрузки накатного диска в каждой точке эксплуатационной колонны. При этом осуществляются возвратно-поступательное движение колонны НКТ в заданном интервале и одновременное воздействие через сформированную щель высоконапорной струей жидкости без абразива на цементное кольцо и прилегающую к нему горную породу. В результате вдоль сформированной щели создается выработка с большой поверхностью фильтрации. На одиннадцати башкирских скважинах в 2010 году провели ГМЩП+ПСКО, прирост по нефти составил +3,4 т/сут, дополнительно добыто 7,9 тыс. т нефти. В скважине 521 получен эффект +12,7 т/сут, по ней дополнительная добыча составила 2,2 тыс. т нефти без прироста по воде. В пяти скважинах произошел резкий рост обводненности при незначительном эффекте по нефти.

Таблица 7.9 – Виды и показатели эффективности перфорационных работ

Мероприятия с перфорационными работами вызвали рост дополнительно добываемой воды. В среднем по месторождению на каждую тонну дополнительной нефти приходится 5,7 т воды. Наиболее обводненные мероприятия приходятся на 2009 год, и связаны они с такими видами ГТМ, как ДПСКО: воды добыто в 7,4 раза больше, чем нефти. За счет мероприятий по дострелам, проведенным также в 2009 году, дополнительно воды добыто в 9,6 раза больше нефти. Поэтому надо более тщательно подбирать скважины-кандидаты для проведения на них мероприятий, связанных с дострелом или перестрелом пластов. При выявлении малейших признаков негерметичности или заколонных перетоков, необходимо в скважине предварительно провести РИР.

Методика выбора скважин-кандидатов для проведения ГТМ

1.Оцениваешь извлекаемые запасы на скважину (по радиусу дренировани, графикам Вороного или т.п.). цель - понять осталось ли что то для доизвлечения при помощи ГТМ. Запасы считаешь или просто объемным методом или по матбалансу.

2.Оцениваешь техсосотояние скважины. Цементаж, запись профиля притока, ОТСЭК (оценка техсостояния)

3.Выбираешь ГТМ, считаешь эффект. - тут уже все зависит от того какой ГТМ выбрал, эффект считается по разному почти у всех компаний.

в бытность работы геологом нефтяного промысла пытался в кучу собрать в один файл наработки юкоса, РН. прикладываю. может пригодится вчасти прикидки ГРП и ИДН. там,конечно, могут быть ошибки и недочеты. надо проверять-совершенствовать.

еще нашел старый файлик по матбалансу (может пригодится для оценки извлекаемых запасов с сектора разработки). его я не создавал, надеюсь автор будет не против. файл один из наиболее адекватных который я встречали по балансу.

matbalans.rar tehrezhim_neftyanki.rar

Спасибо Вам большое, я обязательно просмотрю все.

А вот как Вы думаете, мне нужно расписать, придумать методику выбора скважин для ГТМ.

какие категории скважин мне стоит выделить, т.е. как их классифицировать?

я предлагаю следующим образом:

1. Скважины с естественными свойствами пласта

К первой группе скважин «Скважины с естественными свойствами пласта» относятся скважины, которые изначально работают в худших зонах, где ФЕС являются низкими. К такой группе относятся скважины с дебитом по нефти менее 5 т/сут (Условно).

2. Скважины с ухудшенными в процессе разработки свойствами.

Ко второй группе скважин «с ухудшенными в процессе разработки свойствами» относятся скважины, с искусственно ухудшенными показателями по добыче и свойствам пласта в процессе разработки.

2.1. Загрязненным ПЗП;

2.2. Увеличение обводненности;

2.3. Неправильно определённой в процессе работы режим скважины.

3. Скважины с хорошими фильтрационными параметрами, имеющий потенциал в повышении добычи.

Выбор объектов ГТМ

Всем привет Появился вопрос относительно обобщения опыта проведения ГТМ. В частности - выбор оптимального объекта (скважины) для проведения того или иного вида ГТМ. Особенно интересно работал ли кто-нибудь с программой "БДwell", подробно описанной здесь:
http://www.cknt.ru/gtm/ люди из ООО "Лукойл-Западная Сибирь", если такие имеются, вопрос к вам

По этой программе возник ряд вопросов, а именно:

- как учитывается интерференция скважин на месторождениях где ГТМ еще не проводились
- очевидно, что база данных должна включать информацию по всем скважинам месторождения (т.к. говорится об учете взаимодействия скважин), однако упоминается ежемесячное внесение даныых только по скважинам на которых были проведены ГТМ

Вообще интересно, каким софтом пользуются разные предприятия при выборе объектов ГТМ и оценке их эффективности?

01 Авг 2007 Активность

Контекст

подниму этот древний пост.. хотелось бы пообсуждать. Чем вообще руководствуются при подборе скважин к ГТМ.. какими инструментами пользуется народ (если вычесть ГД симуляторы) Алгоритмы, от чего отталкиваются (от остаточных ли запасов или чего еще..)

Оптимизация - считается Кпрод, пересчитывают дебит жидкости на новое забойное, сохраняя обводненность = на выходе нефть. Учитывают прошлый опыт - не всегда обводненность сохраняется по разным причинам. Самый эффективный и дешевый способ.

Дострел - увеличение вскрытой толщины внутри одного объекта разработки. Смотрят на недострелянные толщины. Если большой "батон" небоишься ставить отдельным ГТМ, если питюлина в 0.5-1 метр, совмещаешь с другим ГТМ.

Перевод на другой объект - вскрытие вышележащего объекта. Здесь по разному, пишем углеродный каротаж, чтобы понять насыщение. Иногда фейл.

Дострелы и переводы смотрятся по разрезу между окружающими скважинами и профилям притока, чтобы понять как "ожидаемые" толщины работают в соседних скважинах, с какой стороны идет промывка. Смотрят "похожи"/"непохожи" по каротажу соседние скважины друг на друга. По нагнетательным устанавливают в какой пласт идет основная закачка (куда дует).

РИР - при высокой обводненности и расчлененном разрезе. Если пласт монолитный, ририть не очень.

ГРП - если ожидаем плохой коллектор или получаем бесприточные скважины.

Реперфорация - если есть чуйка что ПЗП сильно загажено.

ОПЗ - если есть чуйка что ПЗП слабо загажено, но боимся делать после РИР.

Скважина кандидат - имеющая высокую обводненности и низкий дебит нефти (менее 5 тонн, например)

Если низкая обводненность и низкий дебит, то ситуация Запасы есть, но нет давления или продуктивности. Надо подымать давление (работать с ППД) или Стимулироватся (ОПЗ, реперфорация, ГРП). Тоже кандидат, но надо ждать снижения базового дебита.

Низкая база нужна оттого, что ГТМ должен давать минимальный прирост в добыче. Здесь беда с РИР - РИР сам по себе прироста в дебите не должен давать, поэтому совмещают с оптимизацией. Самая нужная, но самая шаткая по приросту технология.

Читайте также: