Мустапаева С.Н.

Каспийский общественный университет г.Алматы, Казахстан

Отебаев М.

РД «КазМұнайГаз» ТОО «КРУЗ»

Баудагулова Г.Т.

Каспийский общественный университет г.Алматы, Казахстан

Ратов Б.Т.

КазНТУ им. К.И.Сатпаева, г. Алматы, Казахстан

ОЦЕНКА ПОТЕРЬ НЕФТИ ОТ ПРИМЕНЕНИЯ ТРАДИЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ

Скважины добывающего фонда месторождения Кумкол пробурены, закончены, введены в эксплуатацию, эксплуатировались и ремонтировались с использованием промывочных и технологических жидкостей на водной основе.

Вскрытие продуктивного пласта осуществлялось на глинистом растворе, в результате чего происходит кольматация (блокирование) призабойной зоны пласта фильтратом бурового раствора на глубину до 3-5 м и твердыми частицами па глубину до 4-5 см.

Операции вторичного вскрытия пластов (перфорация) проводились, как правило, в этом же глинистом растворе или в воде. Полученные перфорационные каналы, хотя и имеют, длину 150-200 мм мгновенно заполняются глинистым раствором или водой, и их стенки блокируются аналогично стенкам скважины.[1]

В процессе освоения скважины происходит частичная декольматация призабойной зоны пласта, в основном, в наиболее проницаемых участках пласта. Менее проницаемые участки остаются закольматироваными. Исследованиями ученами установлено, что на месторождениях СНГ коэффициент восстановления проницаемости после пуска скважины в работу составляет максимально 50 % от потенциального. В процессе первого года эксплуатации (до первого подземного ремонта) идет медленное восстановление проницаемости призабойной зоны пласта, коэффициент восстановления достигает 70-75 %. Но подходит время текущего подземного ремонта, проведение которого осуществляется с предварительным глушением скважины водой. В результате этого продуктивный пласт в течение 3-4 суток находится в контакте с водой в условиях, когда Р_заб>Р_пл. Коэффициент проницаемости сноса снижается до 40-50 %. После ремонта скважине требуется освоении. В эксплуатационный период идет медленное восстановление проницаемости призабойной зоны, но подходит время ремонта скважины и ее опять глушат водой. Таким образом, ни одна добывающая скважина никогда не работала и не работает с потенциальным дебитом, а эксплуатируется с пониженной па 50-60 % продуктивностью.

Девонский фонд скважин по месторождения Кумкол составлял 4300 скважин, в т.ч. с дебитом нефти 5,0т/сут - 1320 скважин [2]. После каждого глушения скважин водой дебит нефти в послеремонтный период эксплуатации уменьшается на 15-20%, и в течение 30-45 суток скважина работает с пониженным дебитом. Потери в добыче нефти за счет этого негативного процесса составляли в 70-ых годах 100-200 т после каждого ремонта скважин, выполненных с предварительным глушением водой. Учитывая динамику средних величин дебитов скважин по Кумкол в 60-е, 70-е, 80-е и 90-е годы, динамику фонда добывающих скважин и учитывая, что каждая скважина, в среднем, 1 раз в год выходила в ремонт (капитальный, планово-профилактический или текущий подземный), можно получить примерную оценку потерь в добыче нефти но месторождения Кумкол по десятилетиям:

* в 60-е годы потеряно не менее 3-3,5 млн.т нефти,

* в 70-е годы - не менее 2-2,5 млн.т,

* в 80-е - не менее 1-1,5 млн.т нефти,

* и за 90-е годы - не менее 0,8 млн.т нефти.

Таким образом, за 33 лет на скважинах месторождения Кумкол потери в добыче нефти из-за негативного влияния водных жидкостей глушения составили от 6,8 до 8,3 млн. т углеводородов. Следует отметить, что из-за систематического блокирования водными ЖГ призабойной зоны пласта, эти потери не временные, а безвозвратные. На добычу этих 8 млн. т нефти дополнительно затрачены гигантские материальные средства, проведены тысячи скважино-операций по ОПЗ, многочисленные другие геолого-технические мероприятия.

По вышеописанной схеме можно оценить потери в добыче нефти и от применения традиционных технологических жидкостей на водной основе при вторичном вскрытии пластов. Эксперименты и практика показывают, что фактический дебит при существующей технологии перфорации значительно ниже потенциального, расчетного дебита, который можно было бы получить при качественной работе с сохранением естественной проницаемости пластов.

После перфорационных работ в водных средах продуктивность скважин снижена, как минимум, на 1-1,5 т/сут нефти. В эксплуатационный период не происходит увеличения (восстановления) продуктивности, а, наоборот, отмечается постепенное уменьшение притока флюидов из-за влияния негативных процессов отложения смолистых веществ в призабойной зоне, кольматации пористой среды и глушения скважин водными системами. Для восстановления продуктивности опять становятся необходимыми высокозатратные геолого-технические мероприятия на основе ОПЗ, ГРП и т.д. Кроме этих затрат, существенны потери и добыче нефти.

Таким образом, необходимо срочно менять стратегию (систему взглядов) по отношению эксплуатации (в прямом смысле этого термина) продуктивного пласта. Надо переходить от методологического принципа «эксплуатация пласта» к бережному «обслуживанию пласта», начиная от его качественного первичного вскрытия, и далее по цепочке,- качественное вторичное вскрытие качественное глушение - качественная промывка - система стимуляции продуктивности и регулирования отбора воды и нефти - поддержание оптимальной энергетики пластов. Только при новом подходе можно создать технологические предпосылки работы нефтедобывающих скважин с потенциальным дебитом в течение продолжительного периода. Комплексно устраняются основные причины снижения продуктивности пластов из-за техногенного влияния, не надо бороться с последствиями этого влияния, затрачивая огромные материальные средства.

Литература:

1 Мирзаджанзаде А.Х., Крылов В.И., Аветисов В.И. Теоретические вопросы провод скважин в поглощающих пластах. – М.: Изд. ВНИИОЭНГ, 1973. – 66 с.

2 Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения /Муслимов Р.Х., Шавалиев А.М., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г./Изд. в 2 т.-М.: ВНИИОЭНГ.-1995.-Т.2.-286 С.