Abstract

Abstract

Рассмотрены результаты применения состава ДН-9010 для повышения производительности скважин в карбонатных коллекторах башкирских эксплуатационных объектов. Показана зависимость эффективности проведения мероприятий от геолого-технологических условий объектов.

Full Text

По мере выработки объектов с высокой и повышенной продуктивностью доля трудноизвлекаемых запасов (низкопроницаемые пласты, остаточные запасы, глубокопогруженные горизонты, высоковязкие нефти, подгазовые зоны) в общей структуре запасов нефти постоянно увеличивается. Уменьшаются средние дебиты добывающих скважин, увеличиваются трудоемкость и капиталоемкость нефтедобычи. Одним из успешно освоенных на нефтяных месторождениях района Верхнекамского месторождения калийно-магниевых солей (ВКМКС) геолого-технических мероприятий (ГТМ) является кислотная обработка пласта составом ДН-9010. В 2006-2008 гг. на добывающих скважинах нефтяных месторождений, приуроченных к ВКМКС, эксплуатирующих башкирские отложения (табл. 1), проведено 13 мероприятий по обработке призабойных зон продуктивных пластов (ПЗП) с использованием состава ДН-9010 (табл. 2). Таблица 1 Геолого-физические параметры продуктивных пластов МесторождениеДинамическая вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·сПлотность нефти в пластовых условиях, кг/м3Газосодержание, м3/тПористость, д.ед.Проницаемость, мкм2Давление насыщения, МПа Логовское5,9790510,130,05510,9 Озерное2,4804530,150,02813,5 Сибирское1,97721180,110,02416,4 Юрчукское10,6844450,120,08713,2 Уньвинское1,5766900,120,05215,0 Таблица 2 Результаты проведения кислотных обработок № п/пНомер скв.МесторождниеДата проведения ГТМРзаб/РнасОбводненность до ГТМ, %Обводненность после ГТМ, %Кпрод2/Кпрод1 1523Озерное01.20060,481,00,65,97 2507Озерное01.20060,814,001,44 3575Сибирское10.20060,4529,21,533,57 4513Озерное12.20060,6164,042,02,03 5143Сибирское02.20070,3925,01,11,49 6134Логовское03.20070,571,54,04,19 7545Сибирское03.20070,5032,523,61,80 8556Сибирское02.20070,592,119,01,53 9526Озерное06.20070,9503,02,64 1081Юрчукское07.20070,7585,055,06,91 11532Озерное09.20070,810,20,42,07 12227Логовское11.20070,540,20,22,65 1343Озерное11.20070,6115,011,0 В состав ДН (СНПХ)-9010 входят кислота, ингибитор растворения карбонатной породы, растворитель-гомогенизатор и ПАВ. Композиция предназначена для повышения производительности низкопродуктивных добывающих и нагнетательных скважин, эксплуатирующих карбонатные коллекторы. После применения композиции увеличивается радиус активного дренирования пласта в результате частичного растворения скелета породы и очистки поровых каналов от асфальтеносмолопарафиновых отложений, механических загрязнений и глинистых частиц. Композиция испытана на месторождениях Республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртии, Пермского края [1]. Для всех скважин характерно ухудшенное состояние ПЗП до проведения ГТМ, что определено по результатам обработки данных гидродинамических исследований при неустановившихся режимах. В ряде случаев после проведения мероприятий отмечено снижение обводненности продукции добывающих скважин (см. табл. 2). Коэффициент продуктивности (Кпрод) скважин после обработки призабойных зон скважин составом ДН-9010 увеличился в среднем в 3,6 раза. Из представленных на рис. 1 данных следует, что кратность увеличения коэффициента продуктивности после ГТМ тем выше, чем больше значение Кпрод до проведения мероприятия. Средний прирост дебита по нефти составил 13,1 т/сут, при продолжительности эффекта от 3 до 51 месяца. Продолжительность эффекта (Тэф) определялась путем экстраполяции динамики изменения дебита нефти после ГТМ (QНГТМ) до значения этого дебита нефти по всем скважинам до ГТМ (Qн). Пример оценки Тэф по скважине 526 Озерного месторождения приведен на рис. 2. Рис. 1. Зависимость Кпрод после ГТМ от Кпрод до ГТМ Рис. 2. Определение продолжительности прироста в добыче нефти после проведения ГТМ на скв. 526 Озерного месторождения С увеличением отношения забойного давления и давления насыщения перед проведением ГТМ продолжительность эффекта от мероприятия существенно увеличивается (рис. 3). Наибольшая продолжительность технологического эффекта достигается при значениях забойного давления выше 0,75Рнас. Зависимость отношения коэффициентов продуктивности до и после ГТМ от разницы текущего пластового давления и давления насыщения представлена на рис. 4. С увеличением значения Рпл наблюдается рост отношения Кпрод1/ Кпрод2. Данные явления могут быть связаны с проявлением деформационных процессов в околоскважинных зонах [2, 3] и выделением в свободную фазу растворенного в нефти газа [4]. Рис. 3. Зависимость продолжительности прироста в добыче нефти после проведения ГТМ от отношения забойного давления и давления насыщения перед проведением ГТМ Рис. 4. Зависимость отношения коэффициентов продуктивности скважин после и до ГТМ от разницы пластового давления и давления насыщения на момент проведения ГТМ Полученные зависимости показывают сильную зависимость обработки ПЗП башкирских отложений составом ДН-9010 от значений пластового и забойного давлений, поэтому рекомендуется проводить такие ГТМ на скважинах с забойным давлением выше 0,75Рнас. Для обработок ПЗП скважин с низкими значениями забойных давлений необходимо применять более совершенные технологии.