Интенсификация отборов нефти из добывающих скважин
..pdfРазличные рецептуры композиций КСК практически одинаково эффективны для карбонатных и терригенных коллекторов. Средний дебит скважин в карбонатных породах до ОПЗ составлял 1,9 т/сут, в терригенных – 2 т/сут, после обработки – соответственно 4,0 и 4,6 т/сут. Это связано с наличием в кислотных композициях ПАКС, КСМД, ГКК специальных добавок (органической уксусной кислоты, ПАВ-облагораживателя, спиртов-смачивателей, замедлителей реакции, ПАВ-деэмульгаторов).
Эффективность композиции ПАКС при обработке трещиннопоровых карбонатных коллекторов обусловлена более глубокой проникающей способностью, снижением поверхностного натяжения на границе фаз, изменением смачиваемости породы, более полным удалением продуктов реакции при проведении работ. При воздействии на карбонатный коллектор композиции КСМД содержащаяся в ней соляная кислота по трещинам проникает в глубь пласта за счет многократного уменьшения скорости реакции по сравнению с чистой соляной кислотой, поэтому повышаются глубина и степень охвата пласта кислотным воздействием. Механизм совместного действия композиций ГКК и ПАКС основан на усилении кислотного влияния на минеральную основу терригенного коллектора с предупреждением выпадения силикатно-железистых гелей, регулированием смачиваемости и более полным выносом продуктов реакции.
Технология КСК наряду с глубиной кислотного воздействия решает проблему направленности химической обработки трещинных коллекторов. При наличии высокопроницаемых участков обводнения с явно выраженной трещиноватостью коллектора для минимизации риска обводнения и отклонения основного кислотного потока в нефтенасыщенные, менее проницаемые интервалы, применяются нефтекислотные эмульсии средней вязкости и высоковязкие водонефтяные гидрофобные эмульсии. В промытых водой трещиноватых участках коллектора эти эмульсионные вязкопластичные системы образуют упрочняющуюся со временем тиксотропную структуру, отклоняющую основной поток кислоты в слабо дренируемые нефтенасыщенные зоны пласта.
51
elib.pstu.ru
Вотносительно высокопроницаемых терригенных девонских пластах в результате использования композиции ПАКС + ГКК дебит скважин увеличился в 2,7 раза. Во многом это объясняется относительно малыми дебитами до ОПЗ, в основном из-за высокой степени кольматации прискважинной зоны пластов. В низкопроницаемых глинизированных терригенных девонских пластах (с глинистостью более 2 %) дебит жидкости после ОПЗ увеличился лишь
в1,6 раза, дебит нефти – в 1,4 раза, что связано со специфической структурой глинистых коллекторов, низкими пористостью и проницаемостью. При обработке отложений визейского яруса дебит жидкости возрос в 2,3 раза, дебит нефти – в 2,4 раза, что вызвано с более высокой проницаемостью и пористостью коллекторов, использованием гидрофобных эмульсий для закачки в водонасыщенные дренируемые участки пласта, растворением глинистых компонентов скелета породы глинокислотной композицией, минимизацией вторичной кольматации пласта железистосиликатными гелями благодаря наличию в композициях уксусной кислоты, снижением поверхностного натяжения на границе фаз, изменением смачиваемости пород в нужном направлении.
Вкарбонатных порово-трещинных коллекторах дебит жидкости и нефти после ОПЗ по технологии «последовательная закачка соляной кислоты и КСМД» увеличился в два раза по сравнению с первоначальным, отмечено увеличение обводненности продукции на 3–5 %. Особенностью этих коллекторов является наличие микро- и макротрещин, а также каверн в структуре пласта, что обусловливает высокую гидродинамическую связь прискважинной зоны пласта с удаленными зонами. Такая структура, как правило, обеспечивает высокую первоначальную приемистость.
Основная фильтрация пластовых флюидов осуществляется по трещинным каналам, а нефтенасыщенные поровые матричные блоки и зоны с малой трещиноватостью остаются не охваченными воздействием. Для их вовлечения в разработку технология КСК предполагает эффективное отклонение кислотного потока от трещинных каналов. Для снижения приемистости таких коллекторов использу-
52
elib.pstu.ru
ется нефтекислотная эмульсия средней и высокой вязкости (250– 600 с по прибору ВП-5). Закачиваемая вслед чистая соляная кислота (или ПАКС) вскрывает поровые матричные блоки, а закачиваемая затем композиция КСМД доставляет активную кислоту в удаленные интервалы трещин и поровых блоков.
3.3.2. Примененние кислотной композиции ДН-9010 на месторождениях Пермского края
На территории Пермского края из карбонатных коллекторов добывается около половины углеводородного сырья. Наиболее распространенным способом повышения продуктивности скважин в карбонатных коллекторах является их обработка соляной кислотой. Основной задачей кислотной обработки скважин является восстановление коллекторских свойств пласта в призабойной зоне за счет разрушения, растворения и выноса в ствол скважины кольматирующих твердых частиц, улучшения фильтрационных характеристик ПЗП путем расширения существующих и создания новых трещин. Технологии обработки скважин соляной кислотой имеют ряд недостатков, которые были учтены при разработке композиции ДН-9010, включающей минеральную кислоту, замедлитель реакции с карбонатной составляющей пласта, растворитель-гомогенизатор, ингибитор коррозии и ПАВ. ДН-9010 обеспечивает следующие преимущества:
–снижение скорости взаимодействия с карбонатной породой,
–улучшение моющего воздействия состава,
–повышение растворяющего действия на отложения асфальтеносмолопарафиновых веществ.
Ниже приведены результаты кислотных обработок составом ДН-9010 скважин башкирских и турнейских отложений нефтяных месторождений Пермского края. Геолого-физическая характеристика рассмотренных объектов представлена в табл. 3.8.
По данным гидродинамических исследований коэффициенты продуктивности скважин после обработки по турнейскому пласту
53
elib.pstu.ru
Таблица 3.8
Геолого-физическая характеристика башкирских (Бш) и турнейских (Т) отложений
Параметр |
|
Бш |
Т |
Вязкость пластовой нефти, мПа·с |
|
1,19–13,94 |
1,93–87,1 |
Проницаемость, мкм2 |
|
0,0012–0,033 |
0,0019–1,15 |
Пористость, % |
|
10,0–19,0 |
11,0–22,0 |
Обводненность, % |
|
0,5–45,0 |
1,3–67,0 |
Пластовое давление, МПа |
|
7,231–15,093 |
10,124–18,315 |
Забойное давление, МПа |
|
1,029–9,143 |
2,904–15,137 |
Давление насыщения, МПа |
|
8,6–16,4 |
8,1–15,5 |
Гидропроводность, мкм2·см/мПа·с |
|
0,314–8,1 |
0,027–9,984 |
в среднем увеличились в 9,8 |
раз, по башкирскому пласту – |
||
в 3,88 раза (рис. 3.8). Средний прирост дебита нефти по пласту Т составил 12,7 м3/сут, по пласту Бш – 9,1 м3/сут при продолжительности эффекта от 2 до 61 мес. (рис. 3.9).
Рис. 3.8. Зависимость коэффициента продуктивности после обработки от коэффициента продуктивности до ГТМ
54
elib.pstu.ru
Рис. 3.9. Зависимость дебита по нефти после обработки от дебита до ГТМ
При оценке технологического эффекта построены диаграммы дебита скважин до и после обработки при одинаковой, равной первоначальной, депрессии для пласта Т (рис. 3.10, 3.11). Оценка технологической эффективности произведена по 52 скважинам. Технологический эффект рассчитан по разнице приведенного дебита после обработки и дебита до обработки. Положительный техноло-
Рис. 3.10. Дебиты нефти до и после обработки при исходной депрессии для пласта Т: 
– Qн в исходных условиях; 
– Qн после обработки
55
elib.pstu.ru
Рис. 3.11. Дебиты нефти до и после обработки при исходной депрессии для пласта Бш: 
– Qн в исходных условиях; 
– Qн после обработки
гический эффект получен в 42 скважинах (82,35 %). По 10 скважинам дополнительная добыча нефти после ГТМ получена за счет увеличения депрессии и возможного включения в работу низкопроницаемых пропластков.
С увеличением депрессии на пласт после проведения кислотной обработки дебит по нефти и обводненность W практически не изменяются (рис. 3.12). На рис. 3.13 представлен график зависимости
Рис. 3.12. Зависимость дебита и обводненности после кислотной обработки от депрессии на пласт Т
56
elib.pstu.ru
Рис. 3.13. Зависимость относительного дебита по нефти от обводненности
относительного дебита по нефти от обводненности W. Из представленных зависимостей следует, что степень увеличения дебита нефти в целом тем выше, чем ниже обводненность.
Зависимость продолжительности эффекта от относительной величины забойного давления имеет вид выпуклой к оси давлений экспоненциальной кривой. С увеличением приведенного забойного давления наблюдается увеличение периода действия эффекта (рис. 3.14), особенно при Pзаб > (0,6…0,75)Рнаc. Очевидно, что при продолжительной эксплуатации скважин с пониженными забойными давлениями (ниже давления насыщения) на поверхности каналов фильтрации в ПЗП образуется слой из высокомолекулярных соединений нефти, снижающий проницаемость горных пород.
Отмечается определенная зависимость прироста продуктивности скважин от пористости (рис. 3.15) и эффективной толщины продуктивного пласта (рис. 3.16).
57
elib.pstu.ru
Рис. 3.14. Зависимость продолжительности эффекта от относительного забойного давления в турнейских отложениях
Рис. 3.15. Зависимость увеличения продуктивности от пористости
58
elib.pstu.ru
Рис. 3.16 Зависимость дополнительной добычи нефти от эффективной толщины пласта
Удельный расход реагента на 1 м эффективной толщины пласта не является фактором, существенно определяющим результаты кислотных обработок (рис. 3.17).
Рис. 3.17. Зависимость изменения коэффициента продуктивности от удельного расхода реагента
На рис. 3.18, 3.19 приведены зависимости дополнительной добычи нефти от геолого-технологических параметров. Наблюдается увеличение дополнительной добычи нефти с ростом забойного давления и гидропроводности.
59
elib.pstu.ru
Рис. 3.18. Зависимость дополнительной добычи нефти от относительного забойного давления
Рис. 3.19. Зависимость дополнительной добычи нефти от гидропроводности
По результатам статистической обработки данных получены зависимости, позволяющие прогнозировать объем дополнительной добычи нефти от геолого-технологических параметров:
–для турнейских пластов: Qдоп = –1958 + 926·Е + 9121·Рзаб/Рнас;
–для башкирских пластов: Qдоп = 2538 + 5756·E + 11226·Рзаб/Рнас,
где E – гидропроводность.
60
elib.pstu.ru