Обоснование технологий для воздействия на пласт

Загваздин Евгений Валерьевич

Аннотация

Разработка нефтяных месторождений включает применение различных

методов воздействия на пласт, направленных на максимально эффективное и

экономически

рентабельное

извлечение

нефти,

а

также

проведение

комплекса мероприятий, направленных на достижение максимального

использования пробуренного фонда. Выбор технологий воздействия на пласт

позволяет решать проблемы дальнейшей эксплуатации пробуренного фонда

и освоение вновь вводимого фонда в эксплуатацию.

Основным методом воздействия на пласт, используемым при разработке

терригенных коллекторов в Западной Сибири, является заводнение. Так же

применяется

бурение

боковых

стволов,

горизонтальные

скважины

и

уплотняющее бурение.

При

воздействии

на

призабойную

зону

пласта

наибольшее

распространение получили ГРП, ОПЗ, оптимизация скважин и другие

физико-химические методы обработки ПЗП. Применение ВПП на юрских

залежах не получило большое распространение ввиду крайне низкой и

противоречивой эффективности. Обусловлено это невозможностью закачать

вязкие

осадко-гелеобразующие

составы

в

достаточных

объемах

без

значительного снижения приемистости, которое крайне негативно влияет

энергетику реагирующих скважин с последующим снижением дебитов

жидкости и как результат – дебитов нефти.

Результаты опробования и исследования скважин, данные ГИС и ГДИ

показали, что объект ЮВ

1

Сороминского месторождения характеризуется

невысокими

фильтрационными

параметрами

(среднее

значение

проницаемости – 19.5 мД), небольшой толщиной (среднее значение

нефтенасыщенной толщины – 5.4 м).

В условиях низкопродуктивных коллекторов, к которым относятся

залежи нефти, при вытеснении нефти из пласта, применение традиционных

технологий

эксплуатации

характеризуется,

как

правило,

невысокой

эффективностью.

Основной

причиной

такого

положения

являются

особенности

структуры

поровой

матрицы

породы,

при

которых

не

обеспечиваются необходимые скорости фильтрации из удаленной зоны

пласта в призабойную зону при реальных градиентах давления. При этом

диапазон

пор,

эффективно

дренируемых

в

удаленной

зоне

пласта,

значительно ниже, чем в призабойной зоне, вследствие существенно

меньших (на 1 – 2 порядка) градиентов давления. Для того чтобы обеспечить

эффективную выработку запасов из таких коллекторов необходимо, либо

разработать их чрезвычайно плотной сеткой скважин (порядка 6 – 9 га/скв),

что, как правило, экономически не оправдано, либо применять технологии,

направленные на расширение области дренирования путем значительного

увеличения

удельной

поверхности

ствола

скважины,

вскрывшей

продуктивный горизонт. К таким технологиям, в частности, относятся –

гидроразрыв пласта (ГРП), бурение горизонтальных скважин и бурение

горизонтальных стволов в пробуренных наклонно-направленных скважинах.

В целом технологии ВПП, включающие использование различных

дисперсных и гелеобразующих частиц, следует применять при наличии в

пласте выраженной системы суперколлектора (например, как на Талинском

месторождении). В нашем случае при закачке частиц в интервалы пласта с

поровой проводимостью будет происходить их кольматация и блокирование

запасов нефти.

На соседних юрских месторождениях технологии ВПП так же не

нашли широкого применения и не имели успеха. Это подтверждается

данными анализа проведенных работ на Пермяковском месторождении и

результатами

определения

приемистости

нагнетательных

скважин,

обработанных

полимерно-дисперсными

системами.

После

обработки

скважин опытных участков приемистость в среднем снизилась на 40 %.

Установлено также, что при использовании технологии ПДС эффект

снижения обводненности добываемой продукции носит кратковременный

характер (3-4 месяца) и не приводит к существенному изменению динамики

добычи нефти.

Применение технологий ГРП

Применение ГРП на добывающих вертикальных скважинах позволяет

получить довольно значительный прирост добычи нефти у скважин, уже

эксплуатирующихся какой-то период времени, а также обеспечить неплохие

входные характеристики у новых добывающих скважин, стимулированных

ГРП при вводе в эксплуатацию из бурения. Предполагается ввод скважин

осуществлять с проведением ГРП.

Применение

бурение

боковых

горизонтальных

и

наклонно-

направленных стволов

Применение боковых стволов является альтернативным методом к

уплотняющему бурению, в тех случаях, когда существует возможность

использовать

имеющиеся,

выполнившие

свое

проектное

назначение

скважины. В вариантах разработки предложено в местах концентрации

остаточных запасов, причем не вырабатываемых существующим фондом,

выполнить зарезки боковых стволов. Это позволит, в том числе улучшить

экономическую составляющую проекта.

Закачка ПАВ

Механизм процесса вытеснения нефти из пластов водными растворами

ПАВ основан на снижении межфазного натяжения между нефтью и водой и

увеличении угла смачивания горной породы, т.е. снижении капиллярного

сопротивления.

Побочным

эффектом

использования

ПАВ

является

повышение

вязкости нагнетаемой воды, что также положительно сказывается на

коэффициенте вытеснения. Технологии, использующие ПАВ могут быть

условно разбиты на 4 группы:

- закачка раствора ПАВ низкой концентрации (0.05 – 1 % вес). Как

правило,

применяются

неионогенные

ПАВ

типа

оксиэтилированных

алкилфенолов.

- закачка раствора ПАВ (концентрации 1 – 5 % вес.) в виде

мицеллярного раствора, обычно используются нефтяные сульфонаты.

- закачка ПАВ высокой концентрации. Как правило, закачивается

микроэмульсия из трех и более компонентов (углерод, ПАВ, вода, спирты,

соли). Объемы закачиваемого раствора довольно велики и составляют 3 – 10

% от объема пор пласта.

- к четвертой группе условно может быть отнесена технология

щелочного заводнения, при которой образование поверхностно-активного

вещества происходит в пласте, при контакте щелочи с нефтью.

Эффективность применения ПАВ зависит от ряда факторов, главными

из

которых

являются:

достаточно

высокая

исходная

остаточная

нефтенасыщенность; правильный подбор реагента; концентрация ПАВ;

наличие

сформированной

системы

разработки,

позволяющие

свести

непроизводительную

закачку

к

минимуму;

геологическое

строение,

фильтрационные свойства коллектора, адсорбционная способность.

Наиболее весомым аргументом в пользу применения ПАВ является

высокое

значение

остаточной

нефтенасыщенности

по

результатам

лабораторных

исследований

и

высокое

значение

проницаемости

и

приемистости нагнетательных скважин. Собственно говоря, первое является

необходимым, а второе – достаточным условием для применения метода.

Для обоснования состава и концентрации ПАВ предлагается провести

опытные работы на керновом материале. Провести эксперименты по

прокачке ПАВ с концентрацией от 0.05 % до 5 %.

Изоляция водопритоков

Основными причинами преждевременного обводнения продукции

скважин месторождения являются заколонные перетоки, негерметичность

эксплуатационной колоны и приток воды по обводнившимся интервалам

вскрытого пласта.

При изоляции заколонных перетоков в скважинах проводится закачка

цементного раствора под давлением в существующие интервалы перфорации

или через специальные отверстия.

Для выбора наиболее эффективных технологий проанализирован опыт

работ на близлежащих месторождениях. Анализ проведенных работ показал

крайне низкую эффективность мероприятий по селективной изоляции

интервалов. Основные причины низкой эффективности:



использование

простого

цемента

(низкая

фильтрационная

способность,

высокая

фильтроотдача,

низкая

механическая

прочность);



необходимость

реперфорации

(вероятность

растрескивания

цементного камня).

Перечисленные

причины

отрицательно

сказываются

как

на

успешности так и на продолжительности эффекта изоляционных работ.

Исходя

из

вышеизложенного,

для

достижения

технологической

эффективности необходимо применение специализированных реагентов для

проведения изоляционных работ. В качестве последних могут быть

использованы

жидкое

стекло,

кремнийорганические

соединения,

вязкоупругие гели (ВУГ) на основе лигнина, а также системы:

«

ОВП-1

»

полимер-углеводородные системы (СНПХ_ПУС), эмульсионная композиция

«

ЭМКО

»

, кремнийорганическая система

«

Продукт-119-204

»

и другие. После

закачки

композиции

необходимо

докрепление

интервала

изоляции

цементным составом.

Отсутствие работ по апробации конкретных составов на Сороминском

месторождении не позволяет рекомендовать определенный состав для

производства

РИР.

Для

выбора

наиболее

оптимальных

составов

рекомендуется проведение опытных работ составами различных марок.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.

«Дополнение к технологической схеме разработки Сороминского

месторождения», ООО «ТННЦ», 2010 г.

2.

РФ ГОСТ Р 53710-2009 «Месторождения нефтяные и газовые. Правила

проектирования разработки»