ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ПО ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА НА МЕСТОРОЖДЕНИИ ДЫШ ЗАО «ЮГНЕФТЕГАЗ»

С.В.Евстифеев (ООО «ИННОЙЛ») 

В.В. Горбунов (ОАО «НК Роснефть-Краснодарнефтегаз) 

А.С.Осепянц (ЗАО «Югнефтегаз») 

В процессе разработки месторождения ряд скважин работает гораздо ниже своих потенциальных возможностей. Это обусловлено рядом причин, но одной из основных - является взаимодействие глинистых минералов и воды. 
Естественная проницаемость пласта сохраняется лишь до его вскрытия в процессе бурения и зависит от физико-химического и гранулометрического состава минералов и пластового флюида. Но в процессе вскрытия пласта в него поступает фильтрат промывочной жидкости. Его количество и глубина проникновения, при прочих равных условиях, определяется перепадом давления (репрессия) на пласт в процессе его вскрытия. Величина репрессии, по промысловым данным, может достигать 15...20 МПа. При этом, фильтрат бурового раствора, проникая в пласт, вызывает набухание глинистых частиц, а также удерживается в пористой среде капиллярными силами и вытесняться из поровых каналов может лишь при значительных перепадах давления, что затрудняет продвижение нефти к забою скважины. При столь высоких репрессиях глубина зоны проникновения фильтрата может достигать до 10 и более метров. 
Это явление называется гидратацией. Возможны два основных механизма адсорбции воды на глинистых частицах: адсорбция мономолекулярных слоёв воды на плоские поверхности кристаллических решёток частиц и осмотическое набухание, происходящее вследствие высокой концентрации ионов, удерживаемых электростатическими силами вблизи поверхности глинистых частиц. 
В тех случаях, когда глинистые отложения, под действием вышележащих слоёв осадочных пород уплотняются, адсорбированная глинистыми минералами вода выжимается вместе с поровой водой. Количество остающейся воды зависит от глубины погружения, типа и объёмной доли глинистых минералов, присутствия обменных катионов и некоторых других факторов. При вскрытии пластов содержащих глинистые отложения, обезвоженная глина начинает адсорбировать воду, увеличиваясь в объёме. Это явление может вы-звать не только закупорку каналов, но и дестабилизировать ствол скважины, что проявляется в виде пластичного течения породы, состоящей преимущественно из натриевого монтмориллонита. 
Несколько иной механизм действия, но вызывающий аналогичные явления, может происходить при осмотическом набухании глин. Сущность его заключается в следующем. Вследствие поверхностной диссоциации глинистых частиц, а также растворения солей, находящихся в породе, между поровой водой, а также водой, взаимодействующей с глиной, возникают градиенты концентраций, которые вводят в процесс гидратации осмотические силы. Осмотическое набухание происходит в результате того, что концентрация катионов между слоями глин больше их концентрации в основной массе водного раствора. Поэтому вода втягивается в межслоевое пространство, в результате чего расстояние между слоями увеличивается и появляется возможность образования диффузионных частей двойных электрических слоёв. 
Помимо фильтрата, твёрдая фаза также проникает в пласт, что приводит к его закупорке. Экспериментально установлено, что при проницаемости 0,38...0,6 мкм2 происходит наибольшая закупорка пор прискважинной зоны пласта и сильно затрудняет вымыв фильтрата и глинистых частиц из пласта в скважину при обратном потоке. 
Исходя из вышеизложенного, существуют три варианта химического воздействия на призабойную зону пласта с целью увеличения её проницаемости. 
1. Растворение глинистых частиц. Для этого используют различные варианты кислотных и глинокислотных обработок, направленных на растворение глинистых частиц, однако данные составы воздействуют не только на саму глинистую частицу, а и на силикатные цементы. 
2. Изменение обменного комплекса. Данные технологии предназначены для предотвращения пептизации глинистых частиц, находящихся в пласте. Для этого используют водные растворы электролитов содержащих ионы К+, NН4+ которые предотвращают набухание глин. Концентрация электролитов в таком растворе должна превышать концентрацию электролитов, содержащихся в пластовой воде. Наиболее оптимально использовать подобные составы для промывки скважин. 
3. Разрушение глинистых частиц (разглинизация). Технология разглинизации направлена на разрушение глинистых частиц. В этой технологии используется водный раствор аммонийсодержащего вещества, кислота и ка-ализатор. Механизм реакции заключался в воздействии на кристаллическую решётку глинистой частицы, при этом в ней происходит ослабление структурных связей, что приводит к разрушению глинистых частиц, после чего последние неспособны к пептизации и уплотнению и легко выносятся из порового пространства. 
Работы по интенсификации притока в скважинах ООО «Югнефтегаз» начали проводиться с июня 2002г. Для интенсификации притока использовались две технологии, разработанные в ООО «ИННОЙЛ»: разглинизация призабойной зоны пласта с применением разглинизирующего реагента РР и воз-действие на пласт гидродинамическим пульсатором давления (ГПД). 
Внедрение этих технологий проводилось на месторождении Дыш (I го-ризонт), т.к. другие объекты разработки площадей Ключевое, Южно-Ключевое, Узун и Дыш (II горизонт) практически выработали свой энергетический потенциал и запасы нефти. 
Особенностью залежи I горизонта на месторождении Дыш является ее приуроченность к «песчаному заливу», имеющему большую протяженность по простиранию 14,2 км и весьма незначительные поперечные размеры – 1,6 км. Разрез моноклинали характеризуется широким развитием глинистой толщи майкопской серии, содержащей в средней части несколько песчаных горизонтов представленных чередованием слоев (от 0,3 до нескольких мет-ров толщиной) серых кварцевых песчаников разной степени уплотнения и темно серых неизвестковистых глин. Толщины I горизонта изменяются от 180м до нуля. 
Окатанность обломочного материала слабая, преобладают угловатые и угловатоокатанные формы зерен с плохо отсортированными разностями. Обломочные материалы расположены в природном цементе хаотически. Цемент гидрослюдистый, иногда хлоритизированный, монтмориллонито-гидрослюдистый и кремнисто-глинистый. 
Содержание цементирующего вещества изменяется в пределах 5-25%. При его содержании до 10% тип цементации пленочный, контактовый, а свыше 10% - появляются неполнопоровые, поровые и базальные цементы. Глинистые породы и глины темно-серые, буроватые слабо размокающие или рыхлые, некарбонатные. Текстура их слоистая, иногда сланцеватая со слойками, содержащими растительные и органические остатки, слюду или весьма тонкие (5 - 10 см) прослойки алевролитовых и алевролито-песчаных разностей. Наличие в глинах значительного количества минералов с разбухающи-ми пакетами придает им высокие флюидоупорные свойства. 
В период с июня 2002г по май 2004г. было обработано 15 скважин. Из них – 12 скважин по технологии реагентной разглинизации с применением разглинизирующего реагента РР, 2 скважины – с применением ГПД и 1 скважина – ГПД + разглинизация. 
Из 12 скважин обработанных по технологии реагентной разглинизации на двух скважинах № 195 и 126 из-за низкого результата произведен дострел верхней пачки I горизонта. 
Хорошие результаты получены на скважинах №№ 453, 159, 204 и 410 дополнительная добыча по ним составила 857т, 1154т, 631т и 222т соответственно, скважины № 453 и 159 работают с превышением первоначального де-бита уже в течение 26 и 23 месяцев соответственно, а скважина № 204 и 410 – 13 и 9 месяцев. 
Итого из 12 обработанных скважин методом реагентной разглинизации 7 скважин находятся в работе. Среднемесячный дебит нефти по всем скважинам (с учётом неудачных обработок) вырос в 2 раза – с 20,5т/мес. до 41,6т/мес. Дополнительная добыча с начала работы и до сентября 2004г. со-ставила 3605т. Средняя дополнительная добыча на 1 скважину составляет 300,4т, результаты представлены в таблице 1.Все скважины были обработаны без привлечения бригад КРС и ПРС, что минимизирует стоимость обработки. Успешность обработок составляет 83%.

п.п.
№ скв.
Qн до возд.
т/мес.
Qн сред. после воздействия
т/мес.
Доп. добыча
т
Отработано месяцев
Примечания
1
457
44
54,4
130
10
Конец эффекта
2
195
1
После обработки увеличение дебита в пределах ошибки замера
3
453
1
34
857
26
В работе
4
159
12
64,7
1154
23
В работе
5
432
34
60,8
294
10
Конец эффекта
6
126
15
Результата нет
7
204
42
90,5
631
13
В работе
8
360
12
22,8
99
8
Конец эффекта
9
410
40
61,7
222
10
В работе
10
421
6
15,3
57
6
В работе
11
433
30
38,2
65
5
В работе
12
436
9
57
96
2
В работе
Итого
20,5
41,6
3605
 
 


Общепризнанно, что кислотные обработка ПЗП и их варианты являются эффективным средством для увеличения проницаемости призабойной зоны пласта, но при этом продукты реакции остаются в ПЗП и продолжают закрывать часть пор, препятствуя проходу нефти к забою скважины. Для их удаления применяются различные методы: от простой промывки, до использования методов имплозии и струйных насосов. В основном все эти методы носят статический характер воздействия на ПЗП, т.е. предназначены для создания депрессии на пласт. Но ряд работ показывает, что более эффективными методами, являются методы динамического воздействия на пласт знакопеременными давлениями. 
Для реализации данного метода был разработан гидродинамический пульсатор давления ГПД. При работе ГПД в подпакерной зоне возникает явление знакопеременного колебания давления с амплитудой, зависящей от перепада давления на ГПД, т.е. автоколебания столба жидкости, что приводит к усталостному разрушению ПЗП, образованию в ней трещин и удалению из них закупоривающего материала. 
Три скважины №№ 366, 136 и 41 были обработаны с применением ГПД, причём на скважине № 41 была проведена комплексная обработка - ГПД+ разглинизация, результаты представлены в таблице 2.

п.п.
№ скв.
Qн до возд.
т/мес.
Qн сред. после воздействия
т/мес.
Доп.добыча
т
Отработано месяцев
Примечания
1
366
10
35,4
687
24
В работе
2
136
41
51,2
82
8
Конец эффекта
3
41
15
27,2
267
19
В работе
Итого:
22
37,9
1036
 
 

Итого из трёх обработанных скважин с применением ГПД две скважины находятся в работе. Среднемесячный дебит нефти по всем скважинам вырос на 72% – с 22т/мес до 37,9т/мес. Дополнительная добыча с начала работы и до сентября 2004г. составила 1036т. Средняя дополнительная добыча на 1 скважину составляет 345,3т. Обработка этих скважин проводилась с привле-чением бригады КРС. 
Как видно из результатов обработок, средняя дополнительная добыча скважин обработанных с применением технологии разглинизации и техноло-гии ГПД сопоставимы и составляют соответственно 300,4т/мес и 345,3т/мес. 
Общая дополнительная добыча по двум технологиям за весь период со-ставила 4683т. 
Выводы: 
1. Технология разглинизации с применением разглинизирующего реагента РР показала высокую эффективность при минимальных затратах, т.к. при её реализации не требовалось привлечения бригады КРС или ПРС. 
2. Технология ГПД также показала высокую эффективность, но при затратах существенно выше, т.к. для её реализации привлекалась бригада КРС. 
3. Возможно, для получения более высокой эффективности по технологии ГПД, необходимо использовать комплексную обработку, т.е. проведение разглинизации и обработка ГПД. Такое комплексное использование технологий, должно дать более высокие результаты и работы в данном направлении будут проводиться. 

Список литературы: 
1. Грей Дж. Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): пер. с англ. – М.: Недра, 1985.-509с. 
 

Оформить заказ
Отправить заявку


Схема проезда
Онлайн-консультант