Применение различных методов воздействия на пласты Приобского месторождения и их экономическая эффективность

• наличие благоприятных  геолого-физических характеристик  залежи;

• наличие попутного  нефтяного газа или дешевых источников газоснабжения;

• наличие добывающих скважин, допускающих временную работу с высоким газовым фактором (свыше 1500 м³/м³) и высоким устьевым давлением;

• достаточные  размеры залежи (участка), обеспечивающие загрузку компрессорной станции  для закачки газа в пласт в течение 15-20 лет;

•  преимущественное использование пластов, находящихся  на начальной стадии  заводнения;

•  учет специфических  для  заводнения осложнений, которые  снимаются при закачке газа (в  первую очередь, очень низкая проницаемость  коллекторов);

• положительные, технико-экономические и экологические  показатели  ВГВ, допускающие возможность конкуренции технологии  ВГВ с  заводнением.

Для Приобского месторождения ВГВ следует рассматривать  в качестве одного из возможных методов  воздействия на пласты, несмотря на ряд факторов снижающих эффективность этого процесса: отсутствие внешних источников газа для закачки при незначительных объемах  попутного газа (газовый фактор составляет 60-70 м³/м³) и значительная недонасыщенность нефти.

 

 

4.4 Методы воздействия на призабойную зону для интенсификации

добычи.

 

Кислотные обработки

Кислотные обработки  пластов осуществляются как для  увеличения, так и для восстановления проницаемости   коллектора призабойной  зоны скважины.  Большинство этих работ проведено при переводе скважин в нагнетание и последующего увеличения их приемистости.

Стандартная кислотная  обработка на Приобскому месторождении  заключается в приготовлении раствора в составе 14% НСl и 5% HF, объемом из расчета 1,2-1,7  м³ на 1 метр перфорированной толщины пласта и закачки его в интервал перфорации. Время реагирования составляет около 8 часов.

При рассмотрении эффективности воздействия неорганических кислот принимались во внимание нагнетательные скважины с длительной (более одного года) закачкой воды до обработки. Выборка составила лишь 14 скважин, поскольку большинство других скважин переведено в нагнетание в 1996-1997 годах. Кислотная обработка ПЗП в нагнетательных скважинах оказывается довольно эффективным методом восстановления их приемистости.

Анализ проведенных обработок  показывает, что композиция соляной  и плавиковой кислоты улучшает проницаемость  ПЗП. Приемистость скважин увеличивалась от 1,5 до 10 раз, эффект прослеживается от 3 месяцев до 1 года.

Таким образом, на основании  анализ проведенных на месторождении кислотных обработок, можно сделать вывод о целесообразности осуществления кислотных обработок призабойных зон нагнетательных скважин с целью восстановления их приемистости.

 

Повышение эффективности перфорации

Дополнительным  средством повышения продуктивности скважин является совершенствование перфорационных работ, а также образование дополнительных фильтрационных каналов при перфорации.

 Совершенствование перфорации  ПЗП может быть достигнуто  за счет применения более мощных  перфорационных зарядов для увеличения глубины перфорационных каналов, увеличения плотности  перфорации и использования фазировки.

К методам создания дополнительных фильтрационных каналов может быть отнесена, к примеру, технология создание системы трещин при вторичном вскрытии пласта  перфораторами на трубах - система  трещинной перфорации пласта  (СТПП).

Впервые эта  технология была применена фирмой Marathon (штат Техас, США) в 1993 году. Ее суть заключается в перфорации продуктивного пласта мощными 85,7 миллиметровыми перфораторами плотностью около 20 отверстий на метр при репрессии на пласт с последующим закреплением  перфорационных каналов и трещин расклинивающим агентом - бокситом фракции от 0,42 до 1,19 мм.

В результате промысловых  испытаний технологии (около 120 обработок), в основном, на месторождениях Канады, был определен наиболее оптимальный  компонентный состав  продавочной жидкости и порядок выполнения операций. В качестве “головной” порции жидкости (около   250  м  НКТ над перфораторами) может заливаться кислотный состав, нефть, метанол или солевые растворы. Выше располагается “носитель” - цилиндрическая установка с расклинивающим агентом (боксит и др.) в оболочке, раскрывающейся с помощью специальных зарядов, срабатывающих одновременно с основными перфораторами при создании на устье колонны НКТ давления 30-50  МПа. При срабатывании  перфораторов устьевое давление в течение 15-30 секунд снижается в 2-2,5 раза. Над носителем располагается азот или другой сжимаемый газ, который обеспечивает рост общей энергии системы. За счет расширения азота достигаются высокие скорости  поступления   жидкости и расклинивающего агента в отверстия перфорации. Для сжатия газа сверху используются вязкие буферные жидкости. 

Промысловые испытания показывают, что эффективность данного метода равноценна гидроразрыву с закачкой в трещины около 2 тонн расклинивающего  агента.

Применение СТПП на Приобском  месторождении рекомендуется проводить по данным  ГИС в зависимости от проницаемости вскрытого пласта. Если минимальная проницаемость  пропластков составляет 2-5*10^-3 мкм², то использование СТПП считается авторами предпочтительнее, чем ГРП. При этом гидроразрыв может быть применен в дальнейшем. Технология может быть применена также как метод оценки  добывных возможностей  пласта  для  проектирования  более  дорогостоящих интенсифицирующих обработок.

Дополнительным направлением интенсификации добычи нефти на месторождении является повышение эффективности перфорации.

Для удаления возможных отложений  АСПО и жидкости глушения в ПЗП  предлагается использовать обработки растворителями.

За период 1994-1999 год на месторождении проведено более 350 ГТМ с целью повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти. За данный период времени было использовано 4 технологии повышения продуктивности скважин. Наибольшее применение нашли   физико-химические и механические методы обработки призабойных зон (ОПЗ) добывающих скважин. Результаты оценки технологической эффективности ОПЗ пластов добывающих скважин сведены в таблице 4.4.1.

 

 

Таблица 4.4.1.

Результаты  проведения обработок  призабойной  зоны скважин на Приобском  месторождении            

 

Вид обработки	1995 год	1996 год	1997 год	1998 год
	Доп. доб. нефти т. т/год	Доп. доб. нефти т. т/год	Доп. доб. нефти т. т/год	Доп. доб. нефти т. т/год
Физико-химические
ГКО	1,4	8,9	10,1	24,7
СКО	1,3	0,9	3,8	4,3
SФизико-химические методы	2,7	9,8	13,9	29
Механические
ГРП	17,6	79,7	346,7	611
Дострелы	13,8	6,01	7,8	8,7
S Механический метод	31,4	85,71	354,5	619,7
Итого:	34,1	95,51	368,4	648,7

 

 

 

 

 

 

5. Призабойная  зона пласта

5.1. Состояние  призабойной зоны пласта

Нефтегазоносные пласты — это коллекторы, одновременно насыщенные нефтью, газом и водой при определенных давлениях и температурах.

В результате комплекса процессов, протекавших в длительный геологический период, продуктивный пласт приобрел относительное равновесное состояние. После вскрытия его скважиной по всей его мощности вокруг ее ствола возникает призабойная зона пласта (ПЗП), в которой произошли, происходят или могут произойти различные процессы, нарушившие и нарушающие первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние породы. Все указанные процессы возникают с момента вскрытия кровли пласта, а по мере разбуривания породы распространяются в глубь ПЗП по нарастающей вскрытой мощности пласта. Радиус призабойной зоны практически определить невозможно. Под этим термином (радиус ПЗП) понимается условный средний радиус, ограничивающий зону пласта по простиранию во всей его мощности, в которой происходят все процессы и явления, обусловленные вскрытием пласта. Эта зона может иметь самую разнообразную конфигурацию (рис.5.1).

За счет различных процессов, происходящих в ПЗП, и факторов, воздействующих на нее, в каждый период времени призабойная зона пласта будет находиться в определенном статическом или динамическом состоянии, определяющем степень гидродинамической связи его со скважиной.

Через ПЗП из продуктивного горизонта  на забой скважины происходит фильтрация пластового флюида. Если же фильтрационная способность ПЗП по сравнению с первоначальным состоянием пласта по каким-либо причинам изменилась (ухудшилась или улучшилась), то и продуктивность его будет иной по сравнению с природным ее значением.

Состояние ПЗП при вскрытии пласта определяется: 1) механическими напряжениями в породе; 2) гидродинамическим влиянием трещин; 3) загрязнением ПЗП и физико-химическими процессами, протекающими в породе; 4) фильтрационным движением жидкостей и распределением давления в пласте.

Механические напряжения возникают  с момента вскрытия кровли пласта до завершения разбуривания породы, с обнажением которого на контуре выработки кругового сечения возникают сжимающие кольцевые напряжения. Предельные значения этих напряжений могут достигать удвоенной величины статического давления, существующего в ненарушенном массиве горной породы, за вычетом забойного давления, т. е.

Σ=2Нγ_сп-р_пл,      (5.1)

где Н—глубина скважины; р_пл—пластовое давление; γ_сп.— средний объемный вес пород в разрезе скважины.

Под действием вертикального и  особенно бокового горного давлений возникает сила, действующая на каркас породы и пластовую жидкость, как бы выталкивая эту породу в горную выработку (скважину).

Напряжение в каркасе грунта определяется как разница между  горным и пластовым давлениями.

При определенном значении этого напряжения разрушается сцепление между зернами породы. В призабойной зоне пласта такие неустойчивые породы, как глина, соль, лед и слабосцементированные песчаники, иногда разрушаются и пластически текут в горную выработку. В местах их вытекания образуются пустоты (каверны). Вследствие упругих деформаций в этих местах происходит разгрузка породы и перераспределение напряжений. Если каверны в ней глубокие, то может произойти изгиб породы по напластованию, образование искусственных и раскрытие естественных трещин. Под действием упругих напряжений объем породы увеличивается в основном за счет пористой среды. Увеличение этого объема определяется по уравнению В. Н. Щелкачева

ΔV_п=V_п β_п Δр         (5.2)

где Vп—объем породы; β_п —коэффициент сжимаемости породы;

Δр — перепад давления.

Коэффициент сжимаемости породы для  песчаников изменяется в пределах ρ_п= (10,86-11,26)10^-5 кгс/см². Вследствие такого, хотя и ничтожно малого увеличения порового пространства, повышается фильтрационная способность этого слоя породы. Если породы плотные и прочные, то кольцевые напряжения будут способствовать увеличению бокового горного давления, которое приводит к сжатию породы, уменьшению порового пространства и снижению проницаемости. Величина этого давления зависит от противодавления (репрессии) столба бурового раствора в скважине: чем больше противодавление, тем меньше боковое горное давление отражается на состоянии породы в ПЗП. В этом случае репрессия бурового раствора на пласт выполняет положительную роль. Кольцевые напряжения не только сжимают породу, но вследствие пластичности выжимают ее в скважину, в результате чего радиус последней уменьшается (см. рис.5.1). В твердых породах изменение диаметра скважины настолько мало, что никакого влияния на ее состояние не оказывает. В деформации горных пород существенную роль играет фактор времени, с течением которого состояние породы вблизи стенок скважины будет изменяться.

Перераспределение напряжений в горной породе наиболее существенно отражается на естественных трещинах, сужение или полное смыкание которых,  в призабойной зоне пласта ограничивается окружностью радиусом, не превышающем 1 м. От кольцевых напряжений смыкаются только вертикальные и наклонные трещины. Некоторые из них полностью закрываются на выходе к стенке скважины. На степень смыкания трещин дополнительно влияет величина депрессии на пласт. В трещинных коллекторах за счет смыкания трещин может значительно уменьшиться или совсем исчезнуть гидродинамическая связь скважины с пластом. В поровотрещинных коллекторах смыкание трещин со временем может вызвать снижение продуктивности скважин, т. е. механические процессы могут обусловить изменения фильтрационного состояния призабойной зоны пласта.

С момента вскрытия кровли продуктивного  пласта на него воздействует буровой раствор. За счет его репрессии в поровую среду ПЗП проникает фильтрат, а в трещины — и сам раствор. Такое загрязнение поровой среды может привести к существенному изменению состояния и фильтрационной способности ПЗП. По мере разбуривания пласта увеличивается загрязнение его призабойной зоны. После первоначального поглощения бурового раствора трещинами, а фильтрата — поровой средой на стенках скважины образуется глинистая корка, которая снижает, но не прекращает проникновения в ПЗП фильтрата и раствора. Чем больше репрессия столба бурового раствора на пласт, тем больше загрязняется ПЗП.

При утяжелении бурового раствора значительно  увеличивается его удельный вес, а, следовательно, и его репрессия  на пласт. При достижении ее определенного значения раскрываются естественные и образуются новые трещины  (гидроразрыв пласта), происходит поглощение новых порций бурового раствора. Все это существенно изменяет прежнее состояние ПЗП и приводит к новому ее состоянию.

В процессе вызова притока из пласта (депрессии) происходит извлечение пластового флюида из коллектора, который сперва выдавливает, а затем вымывает загрязняющий материал из ПЗП в ствол скважины. С повышением депрессии на пласт увеличивается вымывающая способность пластового флюида, происходит самопроизвольная очистка ПЗП. Эффективность и степень очистки ПЗП зависят от времени извлечения пластового флюида. Это, в свою очередь, приводит к новому состоянию призабойной зоны. Новое качественное состояние ПЗП может возникнуть в результате проведения методов воздействия на пласт, особенно после кислотных обработок.

Таким образом, ПЗП представляет собой  зону вокруг эксплуатационного забоя скважины, в которой произошли, происходят или могут произойти какие-то изменения породы, свойств пористой среды, ее проницаемости, по сравнению с первоначальным природным состоянием коллектора. Размеры ПЗП могут изменяться во времени и зависят от протекающих в ней процессов.