Применение методов разглинизации для условий пластов Ю1 Варынгского месторождения

В целом начальные  балансовые запасы нефти пластов БВ₁₃ и Ю₁ характеризуются высокой надежностью оценки и вряд ли в дальнейшем могут потерпеть более или менее значительные изменения.

 

 

 

3.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

 

По состоянию  на 1.01.2001г. в эксплуатационном фонде  числится 101 скважина, включая разведочные, переведенные в добывающие (№№ 83, 93, 94, 95, 225, 239). В эксплуатационном фонде пласта БВ₁₃ находится 87 скважин, в т.ч. в 11 скважинах ведется закачка воды, а пласта ЮВ₁ - 14 добывающих скважин (таблица 3.1.1).

 

Таблица 3.1.1

 Характеристика  фонда скважин

Наименование	Характеристика  фонда скважин	Количество скважин
		Б13	Ю1	Б13+Ю1
Фонд добывающих скважин	Пробурено	73	19	92
	Возвращено  с других горизонтов	5	-	-
	Всего	78	14	92
	В том числе:
	Действующие	32	13	45
	из них фонтанные	25	5	30
	ЭЦН	7	8	15
	Бездействующие	30	1	31
	В освоении после бурения	0	-	0
	В консервации	2	-	2
	Переведены  под закачку	10	-	10
	В консервации, не принятые на баланс	2	-	2
	Ликвидированные	2	-	2
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	10	-	10
	Возвращено  с других горизонтов	1	-	1
	Переведены  из добывающих	1	-	1
	Всего	11	-	11
	В том числе:	-	-	-
	Под закачкой	-	-	-
	Бездействующие	-	-	-
	В освоении после  бурения	-	-	-
	В консервации	-	-	-
	В отработке  на нефть	-	-	-
	Переведены  на другие горизонты	-	-	-
	Ликвидированные	-	-	-

 

Добывающие  скважины пласта ЮВ₁ переведены с пласта БВ₁₃ в связи с тем, что оказались в пределах газовой шапки этого объекта - всего 14 скважин. Вместо них на пласт БВ₁₃ будут пробурены новые скважины для выработки запасов нефти подгазовой зоны.

К 1996г. северная и восточная  части пласта БВ₁₃ были разбурены по сетке 500мх500м, а на пласт ЮВ₁ были переведены 19 скважин пласта БВ₁₃, которые располагались в центральной части пласта Ю₁ с наибольшими нефтенасыщенными толщинами. С 1996г. бурение скважин практически было приостановлено в связи с неподготовленностью системы сбора в условиях повышенных объемов добычи газа (в т.ч. газа газовой шапки пласта БВ₁₃ через нефтяные скважины), связанных с резким увеличением газовых факторов скважин, расположенных вблизи внешнего контура газоносности. В последующие годы 5 скважин с пласта Ю₁ были возвращены на пласт БВ₁₃.

В связи с  неосвоенностью системы ППД и  существенным превышением отборов  пластовых флюидов по сравнению  с объемами закачки воды наметились тенденции развития режима растворенного  газа в центральной части газонефтяной залежи пласта БВ₁₃. С 1997г. по пласту БВ₁₃ были введены ограничения на объемы добычи нефти и эксплуатацию добывающих скважин с газовыми факторами более 500 м³/т. Поэтому, действующий фонд добывающих скважин по месторождению в период до конца 2000г. составлял около 60% фонда добывающих скважин. Освоенная в 1997г. система нагнетания не получила дальнейшего развития. Основные проблемы разработки и ее развития по пласту БВ₁₃ и ЮВ₁ оказались связанными с организационно-финансовыми причинами:

- отсутствие  средств на бурение скважин  и обустройство новых участков;

- отсутствие возможности  транспорта попутно добываемого  с нефтью газа с месторождения  на пункт сбора, в связи с  чем степень утилизации попутного  газа находилась на уровне 4-5%.

Появление воды в продукции  скважин пласта Ю₁ объясняется продвижением подошвенной воды к забоям добывающих скважин (залежь нефти пласта Ю₁ подстилается водой). В отдельные скважины пласта БВ₁₃ поступление воды отмечено из нагнетательных скважин.

Эксплуатация добывающих скважин, расположенных вблизи внешнего контура газоносности в начальный период разработки пласта БВ₁₃ сопровождалась существенным увеличением газовых факторов, обусловленным не только в связи с расширением газовой шапки по причине падения пластового давления, но и в связи с проявлением режима растворенного газа (давление насыщения нефти газом в центральной части газонефтяной залежи пласта БВ₁₃ равно начальному пластовому давлению). Однако, в период до 1997г. замеры дебита газа нефтяных скважин и определение газового фактора (Г.Ф.) практически не проводились. Именно поэтому величина Г.Ф. по пластам БВ₁₃ и Ю₁ в 1994-1996гг. фактически одинаковы. Однако, замеры дебита газа и определения Г.Ф. в скважинах пласта БВ₁₃ и пласта Ю₁ показали, что по пласту БВ₁₃ величина Г.Ф. примерно вдвое превышает количество растворенного в нефти газа. Заметим, что по отдельным скважинам величина Г.Ф. в 1994-1996гг. составляла тысячи м³/т. Принятые в 1998-2000гг. меры по остановке скважин с большими Г.Ф. привели к заметному снижению среднего газового по пласту БВ₁₃ до 253 м³/т в 2000г. Остановки скважин с высоким газовым фактором (более 500 м /т) заметно снизили темпы падения пластового давления и несколько ограничили темпы расширения газовой шапки.

В течение 1998 - 2000гг. замеры дебита газа и определения  газового фактора по скважинам продолжались с относительно высокой периодичностью - 2-4 определения в месяц.

К настоящему времени, в связи со снижением пластового давления, а также по причине появления воды в продукции добывающих скважин наметилась тенденция к прекращению   фонтанирования   добывающих   скважин   или   снижению   их производительности.

Поэтому, с целью стабилизации производительности скважин на месторождении  начаты работы по переводу таких скважин на механизированный способ эксплуатации - на ЭЦН. По пласту Ю₁ на механизированную добычу переведено 9 скважин (из 14-ти скважин), по пласту БВ₁₃ - пять скважин.

На месторождении фонд бездействующих скважин составляет 25-30 скважин (все добывающие). Основные причины остановки скважин:

- высокий газовый фактор;

- высокая обводненность  отдельных скважин;

- ожидание перевода  на мехдобычу;

- проведение ГИС и ремонтно-изоляционные  работы (РИР).

 

4.1 Методы увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти

 

Как показывают результаты исследований пластов и  скважин, а также "подгонка истории" эксплуатации скважин, состояние призабойной  зоны пласта характеризуется ухудшенными  фильтрационными свойствами, что  связано с физико-химическими  процессами, происходящими в этой зоне при первичном и вторичном вскрытии, а также при глушении скважин для проведения ремонтно-восстановительных работ. Кроме того, процесс разработки залежей нефти пластов БВ₁₃ и Ю₁ до последнего времени происходит при непрерывном снижении текущего пластового давления   не только в зоне расположения действующих скважин, но и в неразбуренных зонах. Поэтому при бурении новых скважин первичное и вторичное вскрытие пластов будет происходить при повышенных репрессиях на пласт и негативно отражаться на состоянии призабойной зоны пласта. В этих условиях предпочтительно использовать облегченные буровые растворы и облегченные жидкости при вскрытии продуктивных пластов. Особенно важны эти меры в первые годы формирования системы нагнетания. В связи со снижением пластового давления в залежи нефти пласта БВ₁₃ ниже давления насыщения и выделения части растворенного в нефти газа в пласте имеет место увеличение фильтрационных сопротивлений для нефти и, как следствие, уменьшение коэффициентов продуктивности скважин. Степень ухудшения продуктивности добывающих скважин   оценивается величиной скин-эффекта +3 - +5, по нагнетательным скважинам +3. Фильтрационные параметры пласта БВ₁₃ в краевых зонах залежи нефти (особенно в северной и восточной частях), и пласта Ю₁¹, отличаются более низкими величинами по сравнению с другими частями.  Скважины,  находящиеся  в  этих зонах характеризуются  меньшей продуктивностью.

Эти обстоятельства позволяют рассчитывать на значительную эффективность мероприятий по улучшению  состояния призабойных зон скважин, связанных с механическим, физико-химическим и гидродинамическим воздействием.

Поэтому для  испытания в условиях продуктивных пластов БВ₁₃ и Ю₁ предлагаются описанные ниже методы и технологии повышения производительности скважин и нефтеотдачи пластов.

4.1.1 Физико-химические методы воздействия на призабойную зону

 

На месторождениях Западной Сибири нашли широкое применение методы интенсификации притоков в скважины с применением различных кислотных  составов, направленные на снижение фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта. Эти технологии основаны на применении растворов соляной и плавиковой кислот. Однако при значительной обводненности   продукции скважины (более 30-40%) наблюдается резкое снижение эффективности этого метода. Уменьшение эффективности кислотных обработок связывается с выпадением твердых окислов железа в твердый осадок, что приводит к закупориванию поровых каналов. Для нейтрализации этих явлений, а также с целью  недопущения выпадения асфальто-смолистых веществ, целесообразно в соляные растворы добавлять уксусную кислоту и НПАВ в количестве 2-3%, а при использовании плавиковой кислоты добавлять борную кислоту в тех же объемах. Обводненность продукции скважин и в этих случаях не должна превышать 20%. Такого рода обработки могут оказаться эффективными особенно в зонах низкой продуктивности и в условиях когда применение ГРП ограничено близким расположением подошвенной воды или водонасыщенных пропластков.

При низкой обводненности  продукции скважин может оказаться  эффективной обработка призабойной зоны пласта метанолом, особенно, если ухудшение фильтрационных характеристик пласта произошло в процессе ремонтов и эксплуатации скважин, а также при первичном и вторичном вскрытии. Эффективность метаноловых обработок возрастает после обработок ПЗП кислотными составами.

Воздействие на пласт большеобъемных .оторочек кислотосодержащих  составов (КСС) осуществляется через  нагнетательные скважины чередованием закачки различных по составу  и свойствам оторочек растворов  и суспензий химреагентов и материалов, обладающих различной подвижностью в условиях продуктивного пласта. Применение технологии   способствует   перемещению   нефти   из   низкопроницаемых   в высокопроницаемые прослои и зоны пласта и позволяет рассчитывать на повышение степени охвата пластов заводнением. Рецептура и состав чередующихся при закачке химреагентов, добавляемых в закачиваемую воду, подбирается для конкретных условий разрабатываемых пластов и включает в себя растворы ПАВ, кислот - соляной, плавиковой, борной, глинистых суспензий в растворах ПАВ и КМЦ и других веществ. В основе метода лежит селективное воздействие на прослои и интервалы пласта, на породообразующие минералы и насыщающие пласты жидкости.

Для повышения  приемистости нагнетательных скважин  и уменьшения текущей обводненности добывающих скважин потребуется также применение обработок призабойной зоны нагнетательных скважин гидрофобизатором «полисилом» и «темпоскрином», составы которых предложены компанией РИТЭК. Эти реагенты испытывались на месторождениях Западной Сибири, где были получены положительные результаты.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 ПРИЧИНЫ СНИЖЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

Снижение проницаемости  пласта в призабойной зоне скважины может происходить по многим причинам, обусловленным бурением, освоением, эксплуатацией или ремонтными работами.

2.1.1. Влияние глинистого раствора.

  Влияние глинистого раствора многообразно и зависит как от его параметров, так и от характеристик продуктивного пласта. Во время вскрытия продуктивного пласта может происходить: проникновение глинистых частиц из бурового раствора в проводящие каналы пласта; проникновение в пористую среду воды, фильтруемой из глинистого раствора; попадание в поры пласта твердых частиц из глинистого раствора; формирование глинистой корки на поверхности ствола скважины.

2.1.2. Проникновение бурового раствора в призабойную зону.

Проникновение бурового раствора в  призабойную зону происходит, когда  размеры каналов и трещин в  пласте значительно превышают размеры  твердых частиц, находящихся в  растворе во взвешенном состоянии. В таких случаях освоение скважины усложняется, и для получения хорошего притока жидкости к забою скважины необходимо очистить последний от глинистого раствора.

2.1.3. Фильтрация воды из глинистого раствора в пласт.

Она происходит, когда размеры поровых каналов намного меньше размеров твёрдых частиц, диспергированных в растворе, так что поверхность пород ведёт себя как фильтр. Вода фильтруется из глинистого раствора при низком содержании в нем коллоидных частиц и при попадании в него загрязняющих агентов, которые преобразуют глины на основе натрия в трудно диспергируемые на основе кальция, а также, в случае несоответствующего показателя рН (очень высокий или очень низкий). За короткое время образуется корка с толщиной, достаточной для того, чтобы градиент давления стал одинаковым по всей поверхности корки. Начинается этап фильтрации при постоянном давлении. Вода, фильтруемая из глинистого раствора в продуктивный пласт, ухудшает фильтрацию вследствие закупорки поровых каналов породы или набухания и диспергирования глинистых минералов. При низком пластовом давлении невозможно создать депрессии, обеспечивающие вынос воды из пласта, особенно при небольших радиусах каналов (менее 0,002 см). В подобных случаях очень важно не допускать проникновения воды в продуктивный пласт. Если же это случилось, рекомендуется обработать пласт ПАВ, снижающими поверхностное натяжение на границе раздела вода-нефть, облегчая вынос воды из призабойной зоны скважины.