В статье приводятся результаты исследований для выбора метода воздействия на призабойную зону пласта с целью повышения дебита эксплуатационных скважин. Как метод воздействия на призабойную зону пласта солянокислотная обработка является одним из наиболее эффективных и технологичных методов освоения скважины после бурения или капитального ремонта и в процессе эксплуатации.
Ключевые слова: нефть, кольмотация, призабойная зона, скважина, солянокислотная обработка, проницаемость, пласт.
Из-за наличия мощного продуктивного пласта в Тенгизском коллекторе, требуется проводить отклонение потока закачиваемой кислоты для более эффективной обработки всего интервала. Существуют зоны, которые не участвуют в добыче. Некоторые зоны не участвуют в добыче из-за пониженной проницаемости, а в других может наблюдаться значительное ухудшение скин-эффекта. Наряду с такими зонами, существуют высокопроницаемые зоны с большим количеством углеводородов.
На Тенгизском месторождении были проведены 38 соляно-кислотных обработок (СКО) в скважинах Объекта 1, и 2. Кроме того были проведены СКО при давлениях выше гидроразрыва. Кислотный гидроразрыв являлся первоначальной кислотной обработкой, проведенной после образования гидродинамических исследований скважин. Семнадцать кислотных гидроразрывов были проведены в последние два года. Шестнадцать скважин было закончено в Объекте 1 и одна скважина (T-5050) была закончена в Объекте 2.
При проведении самых ранних кислотных гидроразрывов было недостаточно гидравлической мощности для возникновения трещин и распространения каналов. Поэтому несколько работ (на скважинах T-21, T-40, и T-113) в основном представляли собой кислотные обработки под давлением ниже давления гидроразрыва с высоким темпом закачки и большим объемом закачиваемой кислоты. Предстоит провести более детальный анализ программы проведения кислотных гидроразрывов.
Объем закачки составлял от 96 м 3 до 456 м 3 кислоты концентрации 15–20 %. Средний объем закачки составил 315 м 3 со средним интервалом обработки 150 м. Целью работ было образование трещин, половина длины которых равна 60–70 метров.
Из шестнадцати обработок, одиннадцать были проведены на платформе, одна на борту и четыре на крыльевой части. На четырнадцати скважинах из шестнадцати наблюдался прирост добычи свыше 200 тонн/сут. Среднее увеличение добычи составляло в среднем в 2,3 раза (от 465 т/сут при динамическом трубном давлении 150 бар до 1085 т/сут при динамическом трубном давлении 150 бар).
Эти данные сильно разбросаны и невозможно сделать выводы о каких-то определенных тенденциях. Тем не менее, наблюдается тенденция, по которой чем больше объем обработки, тем лучше результаты, поэтому увеличение длины трещин может соответствовать более значительному увеличению добычи. Увеличение добычи в платформенных скважинах было незначительно чем увеличение добычи в бортовых/крыльевых скважинах. Среднее увеличение дебита платформенных скважин составило от 550 т/сут при динамическом трубном давлении 150 бар до 1000 т/сут при динамическом трубном давлении 150 бар. Среднее увеличение дебита бортовых/крыльевых скважин составило от 250 т/сут при динамическом трубном давлении 150 бар до 1275 т/сут при динамическом трубном давлении Пятикратное увеличение дебита бортовых/крыльевых скважин вероятно связано с установлением гидродинамической связи между скважиной и близлежащими высокотрещиноватыми зонами. Снижение дебита скважин в течение первого года составило 10–30 %.
В скважине T-5050 кислотный гидроразрыв был проведен в Объекте 2. Скважина была обработана при помощи 400 м 3 кислоты со скоростью нагнетания 4,5 м 3 /минуту при давлении 635 бар. Анализ по завершении обработки показал, что система возможно не достигла давления, требуемого для создания трещин; поэтому, возможно обработка представляла собой кислотную обработку под давлением ниже давления гидроразрыва, с высокой скоростью и большим объемом закачки.
Дебит скважины вырос почти в два раза, но все еще остается на низком уровне, с очень высокой депрессией на пласт (конечный дебит составил 72 т/сут при динамическом трубном давлении 117 бар). До кислотного гидроразрыва в скважине в этой зоне ранее проводилась СКО под давлением ниже давления гидроразрыва. Следовательно данная зона до кислотного гидроразрыва уже была в неповрежденном состоянии. Несмотря на удвоение дебита в результате кислотного гидроразрыва уровень добычи скважины из Объекта 2 все еще был ниже промышленного уровня. Также, низкий дебит не позволил скважине полностью очистить объем кислоты. Это может привести к появлению проблем при проведении кислотного гидроразрыва в Объекте 2 в будущем.
В результате проведения СКО произошло от более чем двукратного до десятикратного увеличения дебита скважин. Проведенные после СКО испытания методом установившихся отборов и снятия КВД показали значения скин-эффекта от нуля до незначительно отрицательных.
Солянокислотные обработки под давлением ниже давления гидроразрыва в Объекте 1
Средний объем обработки составляет 248 литров на метр продуктивного пласта. Средний общий объем составляет 62 м 3 и средний интервал обработки составляет свыше 200 м. Гибкие НКТ применялись в семнадцати скважинах, и в трех скважинах кислота закачивалась под давлением из-за ограничений в НКТ. Обычная скорость закачки варьировалась от 0,13 м 3 до 0,22 м 3 в тех скважинах, где для проведения СКО применялись гибкие НКТ. Ограничивающими факторами при кислотной обработке с применением гибких НКТ являются объем закачки 0.2 м3/мин и максимальное давление 585 бар. При проведении первых СКО с гибкими НКТ использовалась форсунка на башмаке НКТ. При проведении СКО использовался прибор создания дополнительного напора «джет бластер».
Обработка дала отличные результаты. Все обработки привели к увеличению производительности скважин. Прирост добычи на скважину составил от 250 т/сут до 1200 т/сут при динамическом трубном давлении 100 бар. В среднем, дебит скважин возрос от 750 т/сут до СКО при динамическом трубном давлении 100 бар до 1550 т/сут после СКО при динамическом трубном давлении 100 бар. Это означает, что добыча выросла более чем в два раза. Так как СКО на большинстве скважин проводилась в последние семь месяцев, некоторые данные о приросте дебита основываются на результатах испытаний.
Программа СКО в Объекте 1 под давлением ниже давления гидроразрыва сейчас находится на самом начальном этапе. Первоначальные результаты выглядят чрезвычайно многообещающе, но еще необходимо установить стабильный долгосрочный дебит.
Сейчас проводится оценка использования вязкоупругой самоотклоняющейся кислоты для отклонения потока. Вязкоупругое поверхностно-активное вещество в вязкоупругой закупоривающей кислоте образует высоковязкий гель при расходовании кислоты и уменьшении pH. Увеличение вязкости приводит к отклонению жидкости от зон с более высокой проницаемостью в менее проницаемые или поврежденные зоны. В пласте остается небольшое количество остатка и гель разрушается при контакте с углеводородами. В лаборатории была проведена оценка вязукоупругой кислоты с использованием керна с Тенгиза, и она продемонстрировала очень хорошие возможности по отклонению потока и способствовала увеличению проницаемости низкопроницаемых зон.
На двух скважинах, T-5056 и T-115, была проведена СКО с использованием вязкоупругой кислоты. В настоящее время проводятся оценки после проведения СКО. На дополнительных скважинах будет проведена СКО с использованием вязкоупругой кислоты. Чтобы установить осуществимость отклонения при помощи вязкоупругой кислоты, по мере возможности до и после СКО будет проводиться дебитометрия.
Подробный анализ по скважинам, где ранее был проведен кислотный гидроразрыв позволил наметить проведение кислотного гидроразрыва на четырех скважинах, сосредоточенных на крыльях залежи, которые имеют слабую гидродинамическую связь с системой трещин коллектора.
Выводы
- Все обработки привели к увеличению производительности скважин. Прирост добычи на скважину составил от 250 т/сут до 1200 т/сут при динамическом трубном давлении 100 бар.
- Результаты этих обработок, показали, что СКО могут успешно повысить дебит скважин и уменьшить скин-эффект.
Литература:
- Васильев И. Н., Киреев С. Ю. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов, состояние, проблемы, перспективы // Нефтяное хозяйство.- 2001.- № 4.- с. 38- 41;
- Лысенко В. Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 2000–276 с.
