Увеличение приемистости нагнетательных скважин путем их обработки сухокислотным составом

По сложившейся промысловой практике для поддержания пластового давления в продуктивные пласты закачивают подземные, поверхностные воды, попутные сточные воды или их различные смеси.

Как правило, на промыслах отсутствует высокопроизводительное фильтровальное оборудование для очистки закачиваемых вод от взвеси, что предопределяет кольмата цию прискважинной зоны и снижение приемистости нагнетательной скважины. Кроме того, во многих случаях коэффициент приемистости нагнетательных скважин не соответствует гидродинамическим параметрам пласта из-за кольматации порового пространства продуктивного пласта глинистыми коллоидноисперсными частицами бурового раствора.

В общем случае состав кольматирующих образований нагнетательных скважин представлен веществами органического и минерального происхождения. Для удаления кольматирующих образований прискважинных зон скважин традиционно используют солянокислотные и глинокислотные растворы. Несомненным их преимуществом является способность переводить в растворенное состояние алюмосиликаты, слагающие глинистые минералы. Вместе с тем при определенных условиях в процессе обработки в прискважинной зоне возможно образование труднорастворимых и нерастворимых соединений, закупоривающих поровое пространство продуктивных песчаников. Кроме того, соляно- и глинокислотные растворы обладают высокой коррозийной активностью и агрессивностью, что обусловливает применение ингибиторов и специальных мер по защите обслуживающего персонала. Жидкое состояние таких технологических растворов предопределяет необходимость их транспортирования на месторождения в значительных объемах.

В качестве альтернативы растворам можно использовать для обработки скважин экологически безопасные порошкообразные реагенты. Они разрешены в добыче и транспортировании нефти, удобны при хранении, транспортировании и приготовлении растворов непосредственно у скважины. Основные технологические операции
реализуются при помощи стандартного оборудования, используемого при ремонте скважин. Все эти факторы указывают на перспективность применения порошкообразных реагентов для обработки скважин в условиях отдаленности месторождений от транспортных артерий и ограниченного пространства морских платформ.

Взаимодействие порошкообразных реагентов с глинистыми образованиями происходит на основе комплексных химических и физико-химических процессов, обеспечивающих как частичное их растворение, так и перевод в пелитовую тонкодисперсную фазу. При этом в агрегатах глинистых образований разрушаются коагуляционные контакты, происходит их коренная структурная перестройка с потерей способности к последующей агрегации, что позволяет удалить их из пласта при создании депрессии. Одновременно увеличивается проницаемость пород прискважинной зоны за счет удаления цементирующих образований песчаников и, кроме того, происходит растворение железистых кольматирующих образований в виде сульфида, лимонита, гетита и гидрогетита.

Для определения изменений, имевших место при взаимодействии растворов из порошкообразных реагентов с различными типами глин, использовались метод электронной спектрофотометрии и рентгенофазовый, хроматографический и фотометрический анализы. Эффективность разработанных рецептур растворов оценивалась на опытно-фильтрационных моделях и путем экспериментальных обработок нагнетательных скважин.

Полученные спектрограммы растворов в ультрафиолетовой области и глинистых образований в инфракрасной области после обработки однозначно свидетельствуют о химическом взаимодействии растворов с образованиями глинистых пород. В ходе экспериментов прослежено также растворение алюмосиликатов, слагающих решетки глинистых минералов. Суммарные весовые потери образцов глин в исследуемых растворах изменяются от 5 до 15,5 %.

При рентгенофазовом анализе твердой фазы образцов из глин различного состава после обработки растворами установлены существенные изменения в минералогическом составе исходных пород.

Процесс взаимодействия реагентов с глинистыми образованиями сопровождается выделением газов, компонентный состав которых, по данным хроматографического анализа, во многом определяется как природой используемых реагентов, так и составом примесей в глинистых образованиях.

Опытно-фильтрационные исследования по оценке эффективности реагентной разглинизации проводились на кернах песчаных пород, отобранных из продуктивных пластов месторождений Западной Сибири и месторождения Белый Тигр, расположенного на юге шельфа Вьетнама. По данным 17 опытов, общая доля восстановления коэффициента проницаемости относительно первоначального составляет от 61,8 до 91,3 %, при среднем значении 80,7 %.

Адаптация разработанных технологий применительно к конкретным месторождениям включает постановку фильтрационных исследований процесса разглинизации кернов продуктивных пород в термобарических условиях месторождения, оценку влияния растворов на матрицу пород, определение времени воздействия растворов на продуктивный пласт и др.

Базовый сухокислотный состав для терригенных коллекторов характеризуется следующими показателями:

• при 10%-ной концентрации состава реакция среды 0,95;
• устойчив при температуре 140 °С;
• коэффициент коррозии сталей групп прочности Д, К, N-80 и Р-105 в среднем в 6,7 раза меньше, чем при использовании стандартного глинокислотного раствора.

Обработки нагнетательных скважин по разработанной технологии проводились на месторождениях Западной Сибири, Украины и шельфа Вьетнама.

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 нефтегазоностность 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, хлориткальцитовый 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.

Муравленковское месторождение расположено в 120 км к северу от г. Ноябрьска в зоне Среднеобской и Надым-Пургской нефтеносных областей. Оно приурочено к брахиантиклинальной складке простирания с более крутым восточным крылом. На месторождении открыты одна газовая залежь в сеноманских отложениях и три нефтяные залежи в валянжинских отложениях. Нижнемеловые нефтяные залежи вскрыты на глубинах 2450 – 2660 м и приурочены к верхней части мегионской свиты, представленной переслаиванием пачек аргиллитов и песчаников с преобладанием песчаников. Кровля продуктивных пластов располагается в своде на абсолютных отметках от 2465 до 2530 м, водонефтяной контакт (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 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.

Особенность залежи – 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 пластового давления в залежь нагнетается горячая вода при температуре на устье скважины 70–80 °С.

Месторождение Белый Тигр на шельфе юга Вьетнама. В песчаниках нижнего олигоцена была произведена обработка трех скважин. Усредненные геолого-технические показатели объекта разработки: глубина – до 4200 м, коэффициент проницаемости 30 мД, пластовая температура 140 °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 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.

Результаты обработок нагнетательных скважин представлены в таблице: Обобщенные данные по эффективности реагентных обработок нагнетательных скважин

Таким образом, по результатам обработок 36 нагнетательных скважин среднее приращение расхода нагнетания составило 148 м3/сут, т. е. расход нагнетания увеличился в среднем на 155 %. Дальнейшая интенсификация воздействия сухокислотного состава возможна при наложении волновых колебаний.