Повышение дебита скважины

Обработка растворами с полярными значениями pH разрушает и (или) растворяет кольматирующие глинистые образования в призабойной зоне скважины. В результате даже в условиях поздней стадии разработки восстанавливается проницаемость коллектора и существенно повышается дебит скважины. Об этом свидетельствует успешный опыт применения технологии на месторождениях России, Украины, на шельфе Вьетнама.

Значительные резервы увеличения отбора углеводородов как при строительстве скважин, так и при их эксплуатации связаны с возможностью удаления глинистых кольматирующих образований из прискважинной зоны. Основной причиной кольматации пОрового пространства продуктивного пласта является поглощение в процессе бурения промывочной жидкости, содержащей глинистые коллоидно-дисперсные частицы.

Реагентная разглинизация с полярными pH

На основании современных представлений о природе структурных связей в глинистых кольматирующих образованиях и выявленных факторов, обеспечивающих разрушение глинистых агрегатов, разработана технология реагентной разглинизации скважин технологическими растворами с полярными значениями рН [1]. По результатам лабораторных исследований выявлено, что применение раствора бисульфата натрия водного (рН=0,98) эффективно для монтмориллонитовой глины и глины смешанного состава, а раствора бикарбоната натрия (рН=8,2) — для каолинитовой глины.

Для приготовления технологических растворов используют порошкообразные реагенты, выбор которых и последовательность применения производятся в зависимости от минералогического состава кольматирующих образований.

В результате воздействия технологических растворов на призабойную 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.

При разработке рецептуры технологических растворов были использованы метод электронной спектрофотометрии, рентгенофазовый, хромотографический, фотоколометрический анализ и исследования на опытно-фильтрационных моделях.

Практика применения

Обработки скважин по разработанной технологии производились на месторождениях Российской Федерации, Украины и на шельфе Вьетнама. Ниже представлен опыт внедрения технологий на нефтяных скважинах порошкообразными реагентами с полярными значениями рН.

Месторождения Юганской группы приурочены в основном к южной части Сургутского свода, который представляет собой положительную структуру первого порядка, простирающуюся в субмеридианальном направлении. Район является сферой деятельности АО «Юганскнефтегаз». Обработка скважин производилась на Асомкинском, Усть-Балыкском, Средне-Асомкинском и Южно-Сургутском месторождениях. Промышленные скопления нефти установлены в терригенном комплексе пород полимиктового состава юры (тюменская свита) и нижнего мела (мегионская и вартовская свиты). Коллекторами нефти и газа в рассматриваемом районе являются мелкозернистые песчаники средне-, крупнозернистые алевролиты. Песчано-алевролитовые породы имеют полимиктовый состав. Обломочная часть их наряду с кварцем и полевыми шпатами представлена обломками различных осадочных, изверженных и метаморфических пород. Песчаники цементируются глинистым веществом, представленным хлоритом, монтмориллонитом, гидрослюдой, каолинитом в различных соотношениях. В цементе песчаников встречаются карбонаты, железисто-титанистые образования и регенерационные полевые шпаты и кварц. Наибольшее распространение имеет пленочно-поровый тип цемента. Проведено 46 успешных обработок скважин, в результате чего средний дебит увеличился в 2,7 раза.

Месторождения Широтного Приобья приурочены к Сургутскому и Нижневартовскому сводам. 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-гидросюдистый, хлорит-кальцитовый цемент). Открытая пористость песчаников изменяется снизу вверх по разрезу от 9 до 27 %, проницаемость коллекторов изменяется в широких пределах — от 0,8 до 500 МД. Плотность пластовой нефти изменяется от 837 до 906 кг/м3, пластовая температура от 70 до 100°С. Обработка скважин производилась на Ватинском, Северо-Покурском, Аганском, Канитлорском, Западно-Сургутском, Лянторском, Имилорском, Мохтиковском и Яунлорском месторождениях. Всего было произведено 55 реагентных обработок, из которых 43 (78 %) оказались успешными. В результате обработок 43 скважин суммарный дебит был увеличен с 335,4 до 774 т/сут и дополнительная добыча нефти составила 51 528 т, т.е 1198 т на скважину.

Муравленковское месторождение расположено в 120 км к северу от г. Ноябрьск в зоне Средне-Обской и Надым-Пурской нефтеносных областей. Здесь нижнемеловые нефтяные залежи вскрыты на глубинах 2450– 2660 м и приурочены к верхней части мегионской свиты. Они представлены переслаиванием пачек аргиллитов и песчаников с преобладанием песчаников. 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. Нефти малосернистые (0,39–0,56%), малопарафинистые (2,93–3,68%), малосмолистые (3,9–7,6%). Плотность нефти 847–893 кг/м3, вязкость 1,25 спз, среднее газосодержание 62 м3/м3. Дополнительная добыча нефти в результате обработок 17 скважин составила 48 433 т, т.е в среднем на одну скважину 2849 т.

Месторождения Когалымской группы приурочены к группе локальных поднятий северо-восточной части Сургутского свода, представленных пластово-сводовыми залежами тектонически и литологически экранированными. Нефтегазоносными являются отложения юры (тюменская свита) и нижнего мела, представленные переслаивающимися песчаниками, алевролитами и аргиллитами на глубинах 2000–3000 м. Обработки скважин производились на Вать-Еганском, Повховском, Южно-Ягунском и Тевлинско-Русскинском месторождениях, разрабатываемых ТПП «Когалымнефтегаз» компании «ЛУКОЙЛ». По результатам обработок АО «Когалымнефтепрогресс» 10 скважин Тевлинско-Русскинского месторождения установлено, что суммарная дополнительная добыча составила 13 112 т.

В Пермской группе месторождений производили обработку скважин, вскрывающих до трех пластов-коллекторов, приуроченных к терригенным породам нижнего карбона. Месторождения находятся в поздней стадии разработки, обводненность скважин изменяется от 13,8 до 96,3%. Обработки скважин производились на Повлековском, Чужинском, Кострюковском, Мячинском, Алатырском и Горкинском месторождениях. Всего было обработано 13 скважин.

На Долинском месторождении Предкарпатского прогиба основным объектом разработки являются породы менилитовой серии, представленные чередующимися пачками песчано-алевролитовых и глинистых пород. Всего было обработано 10 скважин.

Месторождение Белый Тигр расположено в южной части шельфа Вьетнама на расстоянии 100 км от берега и в 130 км от порта Вунг Тау. Оно приурочено к крупной трехкупольной брахиантиклинальной складке субмеридиального простирания, осложненной системой разрывных нарушений. Разрез отложений месторождения представлен осадочными образованиями четвертичной и третичной систем, залегающих на кристаллическом фундаменте предположительно мелового возраста. В разрезе месторождения выделено 13 нефтеносных горизонтов, объединенных в три нефтеносных комплекса (табл. 1). Обработку проводили в скважинах нижнего олигоцена (No 14, 65 на МПС 3) и нижнего миоцена (No 820 на МПС 8) (табл. 2). Дополнительная добыча нефти за счет обработок трех скважин составила 7824 т.

Оценка эффективности обработок

В качестве показателя эффективности Кэф регентных обработок была использована зависимость приращения удельного дебита после обработки от удельного дебита до обработки. При этом под удельным дебитом понимается отношение дебита скважины к мощности продуктивного пласта. На рисунке 1 представлена зависимость Кэф от удельного дебита до обработки скважин Тевлинско-Русскинского месторождения. Для других месторождений кривая Кэф имеет аналогичный вид.

Обобщенные данные по эффективности реагентной обработки 159 добывающих скважин приведены в таблице 3.

Заключение

Представленный опыт применения обработок скважин растворами с полярными значениями рН свидетельствует о конкурентоспособности технологии даже в условиях поздней стадии разработки. Коэффициент коррозии металла разработанных технологических растворов в 8 раз меньше соответствующего показателя глинокислотного раствора. Порошкообразные реагенты удобны при транспортировке, складировании и приготовлении технологических растворов непосредственно у скважины.

Используемые порошкообразные реагенты экологически безопасны и разрешены к добыче и транспортировке нефти.

Публикация в журнале "Oil&Gas Journal Russia"