УДК 622

Назарова Р.С., Пазылов О.М.

АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР ПРИМЕНЕНИЯ ОСНОВНЫХ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИН

Казахский национальный Технический университет

имени К.И. Сатпаева

Определение эффективности методов воздействия на ПЗС осложняется тем, что нередко одновременно или последовательно с ними проводят ремонтно-восстановительные работы, изменяют способы эксплуатации скважин, режимы расхода газа при газлифтной эксплуатации, останавливают скважины для регулирования отборов, резко изменяют режимы работы соседних скважин и т.д.

В ПО "Нижневартовскиефтегаз" проводятся специальные исследования эффективности различных методов воздействия на призабойные зоны скважин, эксплуатирующих пласты групп А. Б и Ю. Приведены данные о технологической эффективности следующих традиционных методов обработки призабойных зон скважин.

ü солянокислотные обработки (СКО);

ü ацетонокислотные обработки (АКО);

ü глинокислотные обработки (ГКО);

ü пеноглинокислотные обработки (ПГКО);

ü обработки методом многократных депрессин-репрессий (УОС);

ü обработки скважинными генераторами гидравлических колебаний (СГГК);

ü гидравлический разрыв пласта (ГРП);

ü термогазохимическое воздействие (ТГХВ).

Наиболее широкое внедрение получили СКО, ГКО и АКО. Дополнительная добыча нефти за счет применения этих методов имеет высокий уровень. Однако удельный прирост добычи нефти, приходящийся на 1 скважину, для всех методов примерно одинаков. Исключение составляет лишь метод ТГХВ, который характеризуется величиной удельной добычи нефти на 1 скважину, приблизительно в 2 раза превышающей ее среднюю величину при других методах ОПЗ. По коэффициенту успешности обработок лучшими являются методы гидромеханического воздействия и ТГХВ.

По данным НижневартовскНИПИнефть, невысокая успешность кислотных обработок (СКО. АКО, ГКО, ПГКО) объясняется нарушением технологических показателей. Так, удельный расход кислоты на м. перфорированного интервала меньше требуемого, при повторных обработках не учитываются радиусы воздействия кислотой при первичной обработке, не вводят в раствор ПАВ, ГКО производят в одну стадию (без первой стадии обработки ПЗС раствором соляной кислоты для удаления карбонатов из породы пласта).

На рисунке 1 представлена гистограмма распределения объемов применения методов интенсификации притока жидкости в ПО "Нижневартовскнефтегаз" по интервалам проницаемости пород-коллекторов. В качестве основных условий применения приняты геолого-физические характеристики тип строения коллектора, его состав и проницаемость, энергетическая характеристика объекта (соотношение пластового и гидростатического давлений).

Рисунок 1 - Коэффициент успешности применения (в %) традиционных методов интенсификации добычи нефти на месторождениях ПО "Нижневартовскнефтегаз" (по данным НижневартовскШШИнефть)

Рисунок 2 - Гистограмма распределения объемов применения методов интенсификации притока в ПО "Нижневартовскнефтегаз" по интервалам проницаемости пород-коллекторов

Существенным недостатком проведенных исследований является то, что не учтены особенности юрских продуктивных отложений, относящихся к залежам с низкопроницаемыми уплотненными коллекторами они представлены полимиктовыми песчаниками и алевролитами с высокой остаточной водонасыщенностью и глинистостью. Важной их особенностыо является то, что при сравнительно небольшом диапазоне изменения пористости пород проницаемость может варьировать в широких пределах, что, возможно, связано с микротрещиноватостью или наличием отдельных крупных пор.

В последние годы широкое распространение в процессах нефтедобычи получили растворители на основе продуктов нефтепереработки, химических и нефтехимических производств. К ним относятся смола пиролиза, газовый бензин, бутан-бутиленовая, бутилен-дивинильная фракции, кубовый остаток ректификации дивинила, пироконденсат и отработанный керосин. Растворяющая способность углеводородов увеличивается при добавлении азотсодержащих поверхности о -активных веществ.

Эффективность органических растворителей, используемых для обработки скважин, зависит от состава органоминералъных осадков, которые подлежат растворению и удалению [2].

Исследования ряда месторождений Башкортостана показали, что доля органических компонентов в осадках нагнетательных скважин достигает 60%, а добывающих - 80%. Содержание смол в органической части осадка составляет 20-60%, асфальтенов -10-20%. Осадки с высоким содержанием асфальтно-смонистых веществ легче растворяются а эфирах и ароматических углеводородах.

Одним из высокоэффективных способов интенсификации добычи нефти и увеличения коэффициента нефтеизвлечения слабо проницаемых коллекторов с низкой продуктивностью является гидроразрыв пласта.

На Ромашкинском месторождении выполнено 190 операций по гидравлическому разрыву пласта, в т.ч. 19 операций - на Абдрахмановской площади с целью оценки возможности интенсификации добычи нефти в поздней стадии эксплуатации многопластового объекта. Метод определения технологической эффективности получил логически завершенную форму,

Для изучения возможности увеличения темпов отбора нефти, повышения коэффициента нефтеизвлечения отдельных песчаных линз и пластов слабопроницаемых коллекторов верхней пачки выбран опытный участок по пласту б_л.

Гидравлический разрыв пласта 6, в скв. 8992, 3329, 23457, 23458 выполнен оборудованием и по технологии «Halliburton services». Осуществлено сопоставление эксплуатационных характеристик скважины 8902 опытного участка, на котором был выполнен гидравлический разрыв пласта, и сходной по геолого-промысловой характеристике скважины 8904 участка, где операция не проводилась.

В числе новых и перспективных методов, применяемых на месторождениях в последние годы, является сейсмоакустическое воздействие [1].

Одним из основных критериев при применении сейсмоакустического воздействия является неоднородность продуктивных пластов по проницаемости. Технология сейсмоакустического воздействия снижает степень неоднородности по проницаемости и, вместе с тем, по нефтенасыщенности.

Литература

1. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. – М.:Недра, 1983, 510с.

2. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Учебное пособие для вузов. –М.:ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003.–816с.