По сложившейся промысловой практике для заводнения продуктивных пластов с целью поддержания пластового давления используют поверхностные, подземные воды, попутные сточные воды или их различные смеси.

Как правило, на промыслах отсутствует высокопроизводительное фильтровальное оборудование для очистки закачиваемых вод от взвеси, что предопределяет кольматацию перфорированной прискважинной зоны и снижение приемистости нагнетательной скважины. На практике состав кольматирующих образований нагнетательных скважин представлен веществами органического и неорганического происхождения

Жидкости для борьбы с кольматацией

Традиционно для удаления кольматирующих образований нагнетательных скважин используют солянокислотные и глинокислотные растворы.

Несомненным преимуществом глинокислотных растворов является способность переводить в растворенное состояние алюмосиликаты, слагающие глинистые минералы. Вместе с тем при определенных условиях в процессе обработки в прискважинной зоне возможно образование различных нерастворимых соединений, закупоривающих поровое пространство продуктивных пород.

Соляно- и глинокислотные растворы обладают высокой коррозийной активностью и агрессивностью, что обуславливает применение ингибиторов и специальных мер по защите обслуживающего персонала. Жидкое состояние таких технологических растворов предопределяет необходимость их транспортировки на месторождения в значительных объемах.

Альтернативные порошкообразные реагенты

Как альтернативный вариант предлагается технология увеличения приемистости нагнетательных скважин технологическими растворами на основе порошкообразных реагентов двууглекислой соды NaHCO₃ концентрацией 8% с добавкой ПАВ 0,3% и бисульфата натрия водного NaHSO₄ х H₂O концентрацией 10% с добавкой ПАВ 0,3%. В результате воздействия технологических растворов на прискважинную зону скважин происходит как растворение, так и разрушение кольматирующих образований и перевод их из агрегатного состояния в тонкую пелитовую фазу, легко удаляемую из скважины после обработки. При взаимодействии порошкообразных реагентов с кольматирующими образованиями не происходит вторичного выпадения твердой фазы и образования коллоидальных систем.

Схематично воздействие технологических растворов на прискважинную зону для растворения и разрушения кольматирующих образований выглядит следующим образом.

В результате гидролиза NaHCO3 в водной среде создается щелочная среда с концентрацией гидроксидионов, достаточной для выщелачивания из карбонатов кальция (1) - (3).

Далее основная действующая сила раствора заключается в выщелачивании кальция из карбонатов по схеме (4). В итоге действует реакция (5).

Таким образом, в водной фазе раствора присутствуют только гидроксиды натрия и кальция, а также неустойчивая в водных растворах угольная кислота.

Область применения технологии

На основе анализа результатов обработок нагнетательных скважин были сформулированы следующие ограничения на применение данной технологии:

1. Продуктивный пласт приурочен к терригенным поровым коллекторам и трещиноватым кристаллическим породам.
2. Термобарические условия продуктивного пласта по опыту обработок скважин: температура не более 1400 C, давление не более 36 МПа. Технологические растворы через буфер подаются в пласт и выдерживаются там в течение 2 – 4 часов. При карбонатности коллектора свыше 5% в пласт первым подается раствор двууглекислой соды.

Результаты применения

Обработки нагнетательных скважин по разработанной технологии производились на месторождениях Западной Сибири в Широтном Приобье (Яунлорское, Мыхпайское, Лянторское месторождения), на Муравленковском (ЯНАО), Луквинском (Украина) месторождениях и на шельфе Вьетнама (Белый Тигр). Результаты обработок представлены в таблице 1.

Таблица1: Эффективность реагентных обработок нагнетательных скважин

В Широтном Приобье обработки скважин производили на Яунлорском, Мыхпайском и Лянторском месторождениях, приуроченых к Сургутскому и Нижневартовскому сводам.

Здесь мезозойско-кайнозойские отложения имеют мощность около 3000 м и нефтегазоносность связана с отложениями юры (тюменская свита) и нижнего мела (мегионская и нижневартовская свиты).

Залежи выявлены в 16 пластах на глубинах от 1800 до 2900 м с коллекторами порового типа. В минералогическом составе цемента песчаников преобладает глинистая составляющая (каолинит-гидрослюдистый, хлорит-кальцитовый цемент). Открытая пористость песчаников изменяется снизу вверх по разрезу от 9 до 27%, проницаемость коллекторов варьируется в широких пределах – от 0,8 до 500 мД, пластовая температура – от 70 до 1000 С. На месторождениях Широтного Приобья речные воды закачиваются в пласты практически без удаления взвеси и коллоидных частиц. Вся содержащаяся в них взвесь отфильтровывается в перфорированной околоскважинной зоне нагнетательной скважины, что снижает приемистость скважины. Межремонтный период скважин после их обработки глинокислотными растворами составляет 4–6 месяцев.

Муравленковское месторождение расположено в 120 км к северу от г. Ноябрьск в зоне Среднеобской и Надым-Пурской нефтеносных областей. Оно приурочено к брахиантиклинальной складке простирания
с более крутым восточным крылом. На месторождении открыты одна газовая в сеноманских отложениях и три нефтяные залежи в валанжинских отложениях.

Нижнемеловые нефтяные залежи вскрыты на глубинах 2450–2660 м и приурочены к верхней части мегионской свиты. Эти залежи представленны переслаиванием пачек аргиллитов и песчаников с преобладанием песчаников. Кровля продуктивных пластов располагается в своде на абсолютных отметках от 2465 до 2530 м, ВНК – от 2505 до 2595 м. Песчаник мелкозернистый. Тип цемента преимущественно контактный, в различной степени карбонатный. Средние значения коэффициентов: пористости 18%, проницаемости 36 мД, расчлененности 4,8. Пластовое давление 25,8 МПа, температура 81 – 840 С.

Луквинское месторождение расположено в Предкарпатском прогибе и приурочено к Луквинской складке, представленной антиклиналью, осложненной серией поперечных нарушений.

Нефтяная залежь вскрыта на глубине 1200 – 1500 м и приурочена к породам нижнеменилитовой подсвиты, представленной чередующимися пачками песчано-алевролитовых и глинистых пород. Средняя
эффективная толщина составляет 34 м, нефтенасыщенная – 26,7 м. Открытая пористость изменяется от 6 до 15%. Проницаемость высокопористых малоглинистых разностей достигает 30–70 мД.

Особенностью залежи является высокая степень насыщения нефти парафином (7-12%) и силикагелевыми смолами (10–15%). При пластовой температуре 38 – 410 С имеются все предпосылки для выпадения
парафина в пласте, поэтому для поддержания пластового давления в залежь нагнетается горячая вода при температуре на устье скважины 70 – 800 С.

На месторождении Белый Тигр (шельф юга СРВ) в песчаниках нижнего олигоцена была произведена обработка 3 скважин. Усредненные геолого-технические показатели объекта разработки: глубина до
4200 м, коэффициент проницаемости 30 мД, пластовая температура 1400 С, пластовое давление 32,4 МПа, плотность нефти в пластовых условиях 720 кг/м³.

На месторождении Белый Тигр в соответствии со сложившейся промысловой практикой для поддержания пластового давления осуществляют очаговое заводнение пластов морской водой. В составе закачиваемых вод содержание механических примесей изменяется от 3,5 до 7,0 мг/л при среднем значении 3,95 мг/л, причем до 90% примесей имеет размер в пределах 1–4 мкм. Анализом минералогического состава механических примесей установлено, что основной составляющей кольматирующих образований продуктивных пород являются гидроксиды железа (продукты коррозии оборудования) и агрегаты силикатов (продукты жизнедеятельности морских микроорганизмов). В виде примесей присутствуют такие минеральные формы, как кварц, полевой шпат, карбонаты и образования в виде магматических пород.

Заключение

Разработанная технология увеличения приемистости нагнетательных скважин технологическими растворами на основе порошкообразных реагентов может быть рекомендована к применению на сухопутных и морских нефтяных месторождениях, продуктивные пласты которых приурочены к терригенным поровым коллекторам и трещиноватым кристаллическим породам, а также характеризуются определенными термобарическими условиями (T ≤ 1400 C, P ≤ 36 МПа). Результаты промысловых испытаний на 6 нефтяных месторождениях показали высокую эффективность применения этой технологии: на 36 нагнетательных скважинах среднее приращение расхода нагнетания составило 155 м3/сут, что соответствует увеличению приемистость скважин в среднем в 2,6 раза.