Технология увеличения приемистости водонагнетательных скважин систем поддержания пластового давления с использованием порошкообразных реагентов. Апробация технологии проведена на 4 нефтяных месторождениях Западной Сибири и 2 зарубежных месторождениях (это Украина и шельф Вьетнама). Результаты применения показали высокую эффективность обработки призабойной зоны скважин: темп нагнетания по 36 скважинам был увеличен в среднем в 2,6 раза.

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 соляно-кислотные 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 нагнетатель скважин технологическими растворами на основе порошкообразных реагентов двууглекислой с NaHCО₃ концентрацией 8% с добавкой ПАВ и бисульфата натрия водного NaHSО₄ х Н₂0 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 NaHCО₃ в водной среде создается щелочная среда с концентрацией гидроксид-ионов, 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.

Интенсивность реагентных обработок нагнетательных скважин

таблица 1

ФОРМУЛЫ:

1NаНСО₃ → Na⁺ + Н⁺ + СО₃^-

2Н₂0 → Н⁺ + ОН^-

3NaHCO₃ + Н₂О → Na⁺ + ОН^- + Н₂СО₃

4СаСО_з + 2OН^- → Са²⁺ + 2OН^- + СО_з^2-

5NaHCO₃ + СаСО₃ + ЗН₂О → NaOH + Са(ОН)₂ + 2Н₂СО₃

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 140°С, 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.

В Широтном Приобье обработки скважин про­изводили на Яунлорском, Мыхпайском и Лянторском месторождениях, приуроченных 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 100°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 мегион-ской свиты. Эти залежи представлены 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 — 84°С.

Луквинское месторождение расположено в Предкарпатском прогибе и приурочено к Луквинской 42 складке, представленной антиклиналью, осложненной серией поперечных нарушений.

Нефтяная залежь вскрыта на глубине 1200-1500м 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 изменялась от 6 до 15%. Проницаемость высокопористых глинистых разностей достигает 30 — 70 мД.

Особенностью залежи является высокая степень насыщения нефти парафином (7 — 12%) и селикагелевыми смолами (10—15%). При пластовой температуре 38 — 41°С имеются все предпосылки для выпадения парафина в пласте, поэтому для поддержания планового давления в залежь нагнетается горячая вода при температуре на устье скважины 70 — 80°С.

На месторождении Белый Тигр  в песчаниках нижнего олигоцена была произведена на обработка 3 скважин. Усредненные геологические показатели объекта разработки: глубина 4200 м, коэффициент проницаемости 30 мД пла вая температура 140°С, пластовое давление 32,4МПа 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 с 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 гидрооксиды железа (продукты коррозии оборудования) агрегаты силикатов (продукты жизнедеятельности морских микроорганизмов). В виде примесей присутствуют такие минеральные формы, как кварц, полевой шпат, карбонаты и образования в виде магматических nopод.

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 пороговым коллекторам и трещиноватым кристаллическим породам, а также характеризуются определенными термобарическими условиями (Т < 140°С, Р < 36 МПа). Результаты промысловых испытаний на 6 нефтяных месторождениях показали высокую эффективна применения этой технологии: на 36 нагнетательных скважинах среднее приращение расхода нагнетания составило 155 м3/сут, что соответствует увеличения приемистость скважин в среднем в 2,6 раза.