И внедрение технологий ВДХВ и ВПВ

В РАЗЛИЧНЫХ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ РЕГИОНАХ

Республика Башкортостан

На нефтяных месторождениях АНК "Башнефть" с начала 70-х годов осуществлялось широкомасштабное заводнение с целью поддержания пластовых давлений и высоких темпов добычи нефти. Это предопределило нацеленность внедрения и выбор объектов воздействия в первые годы применения тех­нологий. При этом обрабатывались главным образом скважи­ны, переводимые из фонда добывающих в фонд нагнетатель­ных, и нагнетательные скважины, приемистость которых в хо­де разработки залежей сильно (вплоть до нуля) понизилась и на которых применение традиционных методов обработки ПЗП не позволяло достигать проектных показателей закачки

воды. К ним также относятся добывающие скважины, освое­ние которых под нагнетание сильно осложнялось.

В период 1986-1999 гг. по технологиям ВДХВ и ВПВ обра­ботано 240 нагнетательных и 27 добывающих скважин с ус­пешностью 80 %. В результате проведенных мероприятий до­полнительно закачано в пласты более 8000 тыс. м³ воды и до­полнительно добыто 250 тыс. т нефти.

В первые годы внедрения обработки скважин проводились с использованием генератора типа ГВЗ-108. Работы с приме­нением более эффективного скважинного генератора типа ГЖ были начаты в 1996 г. и осуществлялись в основном на сква­жинах НГДУ "Краснохолмскнефть" и "Арланнефть". К объек­там воздействия были подключены горизонтальные скважины и, впервые в практике, вторые стволы действующих добы­вающих скважин.

Показателями улучшения фильтрационных характеристик призабойных зон нагнетательных скважин служат результаты интерпретации проведенных по ряду скважин гидродинамиче­ских исследований.

В табл. 10.1.1 представлены результаты обработки индика­торных кривых нагнетательных скважин НГДУ "Чекмагуш-нефть", снятых до и после проведения виброволновых об­работок скважин. После обработки фильтрационные характери­стики призабойных зон существенно улучшаются. В результате обработок скважин происходило увеличение коэффициентов приемистости в 1,5-2,0 раза, проницаемости ПЗП в 1,5-2,0 раза и более, гидропроводности в 1,5 раза.

Как показывает анализ результатов работ (промысловых данных, результатов геофизических и гидродинамических ис-

Таблица 10.1.1

Результаты обработки индикаторных кривых по скважинам НГДУ "Чекмагушнефть"

 

 

 

Номер скважи­ны	До обработки	После обработки
Коэффициент	Коэффициент
приемисто­сти, см3/(с-МПа)	гидропровод­ности, мкм м/(мПас)	проница­емости, мкм	приемисто­сти, см3/(с-МПа)	гидропровод­ности, мкм2м/(мПас)	проница­емости, мкм
649 6796 716 503 6262	413,8 406,3 273,1 13,7 179,7	0,244 0,240 0,161 0,007 0,104	0,152 0,120 0,067 0,003 0,052	898,3 419,0 603,0 19,8 351,5	0,530 0,247 0,356 0,011 0,205	0,331 0,124 0,148 0,005 0,102

следований), после обработок скважин помимо увеличения приемистости происходит не только восстановление охвата пласта, но и подключение к работе новых низкопроницаемых пропластков, что выражалось в увеличении охвата пласта по толщине заводнением в среднем на 20-50 %.

Так, в результате обработки (11.89 г.) нагнетательной скв. 1081 Четырмановского месторождения приемистость ее воз­росла от 0 при/?зак= 15 МПа до 1200 м³/сут при р_3дХ= 14 МПа. По данным РГД-5 после обработки скважины наряду с высоко­проницаемыми пластами Сп (0,507 мкм²) и Cyi (0,96 мкм²) прак­тически полностью подключились в работу не освоенные по­сле бурения пласты Civ, C_v и Cyi₀ с проницаемостью 0,030-0,100 мкм².

На рис. 10.1.1 показаны профили приемистости по скв. 3057 и 94 Бураевского и Сатаевского месторождений, снятые в ходе проведения РГД-5 до и после проведения виброволновых об­работок.

В результате было достигнуто увеличение охвата пластов заводнением в среднем на 25-50 %. Из-за существенного из­менения характеристик нагнетания менялся характер заводне­ния пластов, что привело к благоприятным изменениям харак­теристик вытеснения и извлечению дополнительной нефти из добывающих скважин, подверженных влиянию обработанных нагнетательных по геологическим свойствам залежи и особен­ностям движения фронта заводнения. На рис. 10.1.2 для при­мера представлена кривая вытеснения по очагу заводнения после проведения виброволновой обработки нагнетательной скв. 533 (пласт Di) Шкаповского месторождения.

В НГДУ "Краснохолмскнефть" существенный эффект был достигнут без привлечения добавочного физико-химического компонента воздействия. Так, например, на Бураевском, Юго-машевском, Четырмановском и других месторождениях в те­чение ряда лет без применения химических реагентов было обработано 83 нагнетательные скважины. Успешность обрабо­ток составила 90 %. Достигнуто увеличение приемистости в среднем на 200 м³/сут с увеличением охвата пластов по тол­щине заводнением в среднем на 50 % и продолжительностью эффекта от 6 до 18 мес и более. Применение технологии ВДХВ позволило вовлечь в разработку скважины, на которых традиционные технологии оказались малоэффективными, и при этом получить значительную экономию путем сокращения

а

До обработки: 09.04.89 г.

После обработки: 13.04.89 г.

 

^s_ 2068,0 | 2069,0

|

4 2070,0

2071,0

2072,0 2073,0

0 2 4 6 %

Приемистость Q=30 м³/сут

при давлении закачки

р=13,0 МПа

0 2 4 6 8 10 12 14 16

Приемистость Q=190 м³/сут при давлении закачки р=13,0 МПа

 

До обработки: 06.02.90г.

После обработки: 09.02.90 г.

 

 

 

 

 

 

 

 

S 1492,8 | 1494,4 3"!; 1496,0 = 1497,6
Ь 1499,2
Й§ 1501,0
0 2 4	t 6

10 2 4 6 8 10 12 14%

Приемистость Q=100 м³/сут Приемистость Q=546 м³/сут при давлении закачки при давлении закачкир=8,0 МПа р=10,0 МПа

Рис. 10.1.1. Профили приемистости до и после ВДХВ:

а — по скв. 3057 Бураевского месторождения (терригенный пласт Crv визейского яруса); б — по скв. 94 Сатаевского месторождения (пласт Di верхнего девона)

сроков ремонта скважин и отказа от использования дефицит­ных и дорогостоящих химических реагентов.

В НГДУ "Арланнефть" работы проводились по технологии ВПВ на горизонтальных скважинах и вторых стволах дейст­вующих скважин с целью их освоения после бурения и повы­шения продуктивности.

Объектами воздействия служили скважины, вскрывающие продуктивный терригенный пласт Q_v терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК), карбонатные пласты каширского горизонта и турнейского яруса.

Пласт IQ каширского горизонта представлен преимущест­венно органогенными и органогенно-детритовыми доломити-

Очаг заводнения нагнетательной скв. 533

1,11 l,19\n(Qx)10-

0,95

1-3

Рис. 10.1.2. Кривая вытеснения по очагу заводнения скв. 533 (пласт Di) Шкапов-ского месторождения (по добывающим скв. 42, 529,534). Дополни­тельная добыча нефти 2500 т

зированными известняками и мелкокристаллическими доло­митами толщиной 6-7 м, пласт К] представлен переслаивани­ем пористо-кавернозных и плотных доломитов и доломитизи-рованных биоморфных известняков толщиной до 15 м. Эф­фективная пористость составляет 0,5-5,0 %, открытая - 3,5-17,0 %, нефтенасыщенность - 77-82 %, средняя проницаемость по данным анализа кернов - 0,033 мкм². Характерны наличие во-донасыщенных пластов в любой части разреза и отсутствие четко выраженного ВНК.

Продуктивные отложения турнейского яруса представлены известняками серыми, глинистыми, иногда микрозернистыми, чаще сгустковыми, кристаллическими. Число пористых про­слоев-коллекторов от 1 до 8, средняя нефтенасыщенная тол­щина 3,4 м, пористость 14 %, проницаемость до 0,14 мкм². За­лежи имеют единый ВНК с залежами ТТНК.

Пласт Civ ТТНК представлен мелкозернистыми кварцевыми песчаниками. Зерна слабо сцементированы глинистым и угли­сто-глинистым цементом каолинитового состава. Пласт рас­членяется аргиллитами на 2—4 пропластка. Общая толщина достигает 36 м, изменяясь на небольших расстояниях до пол­ного замещения. Пористость 22-24 %, проницаемость от 0,635 до 1,83 мкм². Нефтенасыщенная толщина около 5 м. Большин­ство залежей полностью подстилаются водой.

Результаты освоения и повышения продуктивности гори­зонтальных скважин, вскрывающих карбонатные и терриген-

ные отложения (скв. 832) Арланского месторождения, пред­ставлены в табл. 10.2.

По данным истории разработки дебиты скв. 11404, 11633, 11491 сразу после их освоения заметно превышали дебиты сопоставимых вертикальных скважин, а затем в течение по­лугода - одного года эксплуатации существенно снизились. В результате проведенных мероприятий дебиты скважин возросли в 2—4 раза, при этом незначительно возросла обвод­ненность продукции, а на скв. 11491 она уменьшилась. Мно­гократные попытки освоения традиционными методами скв. 709 и 832 были безрезультатными. С применением техноло­гии ВПВ они были успешно освоены.

По результатам успешно проведенных работ мероприятия по технологиям ВДХВ и ВПВ включены в широкомасштабную программу АНК "Башнефть" по освоению горизонтальных скважин и вторых стволов действующих добывающих сква­жин.

Западная Сибирь

На нефтяных месторождениях Западной Сибири опытно-промысловые работы и внедрение виброволновых технологий проводились в 1989-1995 гг. на нагнетательных и добываю­щих скважинах, характеризующихся существенно осложнен­ными условиями эксплуатации. Объекты обработок относятся к низкопроницаемым, высоконеоднородным коллекторам, с повышенным содержанием сильно набухающих глинистых фракций монтмориллонитового типа. В течение 1989-1995 гг. было обработано 126 скважин, из них 40 добывающих.

В табл. 10.1.2 приведены результаты работ по обработкам нагнетательных скважин на Талинском месторождении (пласт ЮК-10) АО "Кондпетролеум".

Видно, что подавляющее большинство скважин до обра­ботки имели нулевую приемистость. В результате применения технологии ВДХВ была достигнута приемистость от 200 до 500 м³/сут, т.е. фактически осуществлялась реанимация сква­жин.

Таблица 10.1.2

Результаты внедрения технологии ВДХВ на нагнетательных скважинах Талинского месторождения АО "Кондпетролеум" за период 1989-

Гг.

 

			До обработки	После обработки
Номер сква­жины	Дата об­работки	Интервал перфо­рации, м	Прие­мис­тость,	Давле­ние за­качки,	Прие­мис­тость,	Давле­ние за­качки,	Примечания
			м3/сут	МПа	м3/сут	МПа
	05.89 г.	2772,5-2785,0					Освоение под
	06.89 г.	2781,0-2824,5					закачку Тоже
	06.89 г.	2824,0-2847,0		—			п
	07.89 г.	2769,0-2782,0		-			Повышение
							приемистости
	08.89 г.	2804,0-2830,0					Тоже
	08.89 г.	2866,0-2898,0		—			Освоение под
							закачку
	08.89 г.	2678,5-2695,0					Повышение
							приемистости
	08.89 г.	2712,0-2731,0					Тоже
	08.89 г.	2823,5-2850,0
	09.89 г.	2709,5-2722,5		-			Освоение под
	11.89 г.	2874,5-2903,5					оаКаЧКу Повышение
							приемистости
	05.90 г.	2785,0-2808,5		—			Тоже
	05.90 г.	2718,0-2746,0		-			п
	06.90 г.	2798,4-2817,0		—			п
	07.90 г.	2757,0-2782,0					п
	07.90 г.	2665,0-2694,0					п
	07.90 г.	2979,0-2993,5					Освоение под
	07.90 г.	2771,0-2798,0		—			оаКаЧКу Повышение
							приемистости
	07.90 г.	2695,0-2699,0		-			Тоже
	07.90 г.	2744,0-2766,0		—			п
	08.90 г.	2896,0-2917,0		-			п
	09.90 г.	2755,0-2772,0					п
	09.90 г.	2697,0-2706,0		-	950 по	-	Освоение под
					(РГД-5)		закачку
	10.90 г.	2724,0-2727,0					Повышение
		2735,0-2743,0					приемистости
	10.90 г.	2792,5-2797,5		—			Тоже
		2800,0-2804,0
	10.90 г.	2799,0-2812,0		-			Освоение под
							закачку

В результате проведенных мероприятий по освоению и по­вышению приемистости нагнетательных скважин дополни­тельно закачано в пласты более 5000 тыс. м³ воды. Благодаря повышению фильтрационных характеристик ПЗП и продук­тивности добывающих скважин, а также улучшению показате­лей вытеснения нефти дополнительно добыто более 140 тыс. т нефти.

На скв. 1013 (пласт БС-4) Приразломного месторождения АО "Юганскнефтегаз" до обработки приемистость отсутство­вала, причем осуществлявшиеся ранее мероприятия по воздей­ствию на ПЗП не приносили желаемого результата. В ходе проведения с 13.09 по 15.09.94 г. технологических мероприя­тий осуществлялось виброволновое воздействие с применени­ем пенных систем в сочетании с прокачкой через гидродина­мический генератор растворителя "нефрас" и глинокислоты (HC1+HF). Результаты по циклам представлены в табл. 10.1.3.

В результате обработок не только существенно повышались фильтрационные характеристики ПЗП, но и увеличивался ко­эффициент охвата пластов заводнением, что привело к благо­приятным изменениям процесса вытеснения нефти.

На рис. 10.1.3 показан профиль приемистости по скв. 2655, освоенной под нагнетание с применением технологии ВДХВ. До обработки ее приемистость была равна нулю.

На рис. 10.1.4 представлена кривая вытеснения по очагу за­воднения после проведения ВДХВ на нагнетательной скв. 2963 (пласт ЮК-10).

В целом анализ результатов обработок добывающих сква­жин (промысловых данных и данных геофизических и гидро­динамических исследований) показал, что достигаются улуч­шение фильтрационных характеристик ПЗП скважин, расши­рение профилей притока пластовой жидкости и увеличение

Таблица 10.1.3

 

 

До обработки	В результате комплексной виброволновой обработки
Эгап1	ЭгапП	ЭтапШ
Приемистость 2„р отсутствова­ла при рзгх = = 17 МПа	Осуществление вибропенной обработки, епр=1ООм7сут при.Рзж=15 МПа	Вибропенное воз­действие в сочетании с закачкой в пласт 6 м3 растворителя (нефрас), епр = 2ООм3/сут при рзгх= 15 МПа	Вибропенное воздей­ствие в сочетании с закачкой в пласт 6 м3 раствора глино­кислоты (HC1+HF), б„р= 430м3/сутпри рзт= 15 МПа

Дата исследования: 06.07.90 г.

S 2978,0

5 Л) i5 20 25 50 55% Приемистость до обработки отсутствовала; приемистость после обработки Q=360 м³/сут; коэффициент охвата К_ох =0,73

 

Рис. 10.1.3. Профиль приемистости после ВДХВ по скв. 2655 (пласт ЮК-15) Талинского месторождения АО "Кондпетролеум"

продуктивности.

 

Так, например, на скв. 708, куст 35 Приразломного место­рождения АО "Юганскнефтегаз" до обработки, согласно за­ключению геофизической службы, по термометрии отмечалась слабая работа всех проницаемых слоев через столб соленого раствора плотностью 1,10 г/см³. По данным дебито- и влаго-метрии работающие интервалы не выделялись, за исключени­ем прослоя 2600,0-2601,0 м. По механической расходометрии счет был нулевой. После проведения 11-12.06.94 г. операций

 

Рис. 10.1.4. Кривая вытеснения по очагу заводнения скв. 2963 (пласт ЮК-10) Талин­ского месторождения АО "Кондпетролеум" (добывающие скв. 2980,2947). Допол­нительная добыча нефти 2490 т (данные по 11 месяцам после

Обработки)

Таблица 10.1.4

Результаты обработок участка Ватьеганского месторождения АО "Лу-койл-Когалымнефтегаз" с добывающими скважинами

 

 

 

 

 

Номер скважины	Интервал перфорации, м	Данные по КВУ (ГИС)
До обработки
Q, м3/сут	III—112) М	Янач; Яспш, м
7103/11 4294/11 4329/16 4255/11 4254/11	2367,4-2374,0 2380,4-2383,0 2473,0-2475,0 2436,6-2441,0 2322,0-2327,0 2323,0-2327,0	20,0 4,4 0,6 2,6 8,0	(8МПа) 1173,0-1110,0 1088,0-1078,0 884,0-870 1107,0-843,0	1211,0; 1096,0 1088,5; 1076,0 1071,0; 860 1125,0; 842,0

Продолжение табл. 10.1.4

 

 

 

 

 

Номер скважины	Интервал перфорации, м	Данные по КВУ (ГИС)
После обработки
Q, м3/сут	Нх-Нг, м	Ншч; ^4тац, М
7103/11 4294/11 4329/16 4255/11 4254/11	2367,4-2374,0 2380,4-2383,0 2473,0-2475,0 2436,6-2441,0 2322,0-2327,0 2323,0-2327,0	65,0 7,4 1,3 4,6 8,8	(10,2 МПа) 1200,0-1134 1294,0-1267 895,0-830,0 1200,0-1044,0	1253,0; менее 970 1318,0; менее 770 1093,0; 770,0 1316,0; 955,0

ВПВ по термометрии работали все проницаемые прослои че­рез столб соленого раствора плотностью 1,12 г/см³. Дебит скважины увеличился от 0 до 5 м³/сут.

В табл. 10.1.4 представлены результаты обработок добы­вающих скважин на очаге нагнетательной скв. 7103 (пласт БВ-1) Ватьеганского месторождения АО "Лукойл-Когал ымнефтегаз".

Дополнительно на рис. 10.1.5 показаны полученные в ходе ГИС кривые притока по скв. 4294 до и после обработки, а ни­же представлены результаты их интерпретации, свидетельст­вующие о существенном улучшении фильтрационных свойств ПЗП:

Гидропроводность, мкм²м/(мПа.с).......

Пьезопроводность, см²/с......................

Проницаемость, мкм^{2...........................................}

0,6/1,0*

83,3/166,7

0,01/0,02

 

В числителе даны значения до обработки, в знаме­нателе - после ВДХВ.

Рис. 10.1.5. Кривые восста­новления уровня (КВУ), сня­тые до (2) и после (2) обра­ботки добывающей скв. 4294 (пласт БВ-1) Ватье-ганского месторождения АО "Кога-

лымнефтегаз"

Рис 10.1.6. Профили при­тока по скв. 708 (пласт БК-4) Приразломного мес­торождения АО "Юганск­нефтегаз"

До обработки: 06.04.94 г. 2600,0

 

 

 

2605,0 | 2610,0 ■t, 2615,0

После обработки: 23.06.94 i

2620,0

£ 2625,0

2630,0

0 4 8 12% 0 Приток нефти не фиксируется ³

4 8 12 16 20 24 % Приток нефти Q⁼5 м³/сут

Общее улучшение фильтрационных свойств ПЗП сопрово­ждается благоприятными изменениями структуры течения нефти в прискважинной зоне - подключением в работу ранее не работавших пропластков и объемов пористой среды кол­лектора. Для иллюстрации этого на рис. 10.1.6 показаны про­фили притока до и после обработки по скв. 708 (пласт БК-4) Приразломного месторождения АО "Юганскнефтегаз".

Впервые технология ВПВ была использована на Ем-Еговском месторождении АО "Кондпетролеум" с целью ос­воения после бурения и повышения продуктивности обработки горизонтальных скважин (см. табл. 10.1.2). На этом месторож­дении обрабатывались горизонтальные скважины, вскрываю­щие продуктивный пласт ВК] викуловской свиты, представ­ленный монолитными глинистыми песчаниками с нефтенасы-щенной толщиной 5-10 м, расчлененными тонкими пропласт-ками-неколлекторами преимущественно толщиной менее 1 м. Песчаники относятся к классу низкопроницаемых с проницае­мостью от 0 до 0,2 мкм² (средняя проницаемость 0,047 мкм²), характеризуются сильной изменчивостью проницаемости как по толщине, так и по простиранию пласта. Особенностью ме­сторождения является низкая нефтенасыщенность продуктив­ных пластов (40- 60 %) и подвижность реликтовой воды, из-за чего продукция скважин обводнена (15—40 %) и достигает 70-80 %. Добыча осложняется образованием в ПЗП эмульсии, которая оказывает блокирующее влияние на приток жидкости из пласта. Основными методами обработки ПЗП являются за­качка растворителей (ШФЛУ, легкий бензин), солянокислот-ные или глинокислотные обработки, эффективность которых низка и кратковременна.

В ходе работ по технологии ВПВ достигнута высокая эф­фективность обработок скважин. Дебиты нефти увеличились в 3-8 раз при снижении в большинстве случаев обводненности продукции на 10-50 %. Обработанные скважины длительное время рентабельно эксплуатировались. В процессе адаптации технологии ВПВ опробовались различные комбинации соче­тания с закачкой реагентов. Как показали результаты, наибо­лее эффективными оказались обработки скважин по схеме вибропенное воздействие - растворитель - глинокислота -вибропенное воздействие.

Работы на месторождениях Западной Сибири были приос­тановлены в 1994 г. в связи с ухудшением общей экономиче­ской ситуации в стране, сложностями финансирования работ нефтедобывающими предприятиями региона. В настоящее время рассматриваются предложения ряда нефтяных компаний по возобновлению работ.

Пермская область

В период 1994-1999 гг. по технологии ВДХВ и ВПВ были проведены на месторождениях ОАО "Лукойл-Пермнеф-

Таблица 10.1.5 Результаты ОПР по Пермской области

 

Номер	Место-		Интервал	До обработки	После обработки
скважи-	рождение	Дата обработки	перфорации, м	Рзак,	&	Рзт,	&	Примечания
ны				МПа	Г7Й66	МПа	13/Й66
			Нагнетательные скважины
	Гондырь	09.95 г.	1342,5-1355,0	12,0		12,0		Увеличение охвата
								пласта по толщине
								заводнением
	Тоже	10.95 г.	1374,8-1389,0	4,5		4,5		Тоже
	п	12.95 г.	1303,0-1306,0	16,0		12,0		п
			1312,8-1317,2
	Первомайское	09.99 г.	1644,0-1655,0	17,0		10,0		П
	Западное	12.99 г.	1581,5-1583,5	18,0		12,0
			1586,5-1589,5
			Добывающие скважины
	Шатовское	01.2000 г.	1876,0-1880,0		6*		40*
	Тоже	02.2000 г.	1857,0-1863,0		5*		20*
			1869,0-1871,5
* Q в т/сут.

тегаз" и ЗАО "Лукойл-Пермнефть" обработки пяти нагнета­тельных и двух добывающих скважин, вскрывающих неф­теносные пласты тульского и бобриковского горизонтов тер-ригенной толщи нижнего карбона. Результаты работ представ­лены в табл. 10.1.5.

Учитывая высокую эффективность и 100%-ную успешность проведенных обработок, в данном регионе запланировано зна­чительное расширение работ по использованию технологий ВДХВ и ВПВ.

Татарстан

Опытно-промысловые работы по виброволновым обработ­кам скважин в ПО "Татнефть" проводились в период 1995—

1996 гг. Внедрение технологий ВДХВ и ВПВ осуществляется с

1997 г. предприятиями "Татнефть-Елховсервис" и "Акмай" со­
вместно с авторами.

Всего за период 1996-1999 гг. проведены мероприятия на 247 добывающих и нагнетательных скважинах девяти НГДУ АО "Татнефть": "Елховнефть", "Джалильнефть", "Аль-метьевскнефть", "Иркеннефть", "Заинскнефть", "Ямашнефть", "Лениногорскнефть", "Актюбанефть" и "Азнакаевнефть".

В качестве объектов воздействия используются скважины, вскрывающие песчано-алевритовые пласты кыновского и па-шийского горизонтов франского яруса верхнего девона (пла­сты Do и Di "а-д"), а также песчано-алевролитовые пласты бобриковского (Q), тульского (Q) горизонтов и карбонат-ные пласты турнеиского (пласты d) и башкирского (Ci) ярусов каменноугольной системы.

В девонских терригенных отложениях скважины вскрыва­ют участки с осложненными геолого-физическими условиями, которые характеризуются повышенной зональной и слоистой неоднородностью, ухудшенными коллекторскими свойствами; запасы нефти в них относятся к трудноизвлекаемым. К ним добавляются и участки на границах блоков, участки вблизи внешних контуров нефтеносности. Поддержание пластового давления методом заводнения в таких условиях затруднено, и добывающие скважины продуцируют с пониженными дебита-ми.

Анализ промысловых данных показывает также быстрое снижение продуктивности добывающих скважин, не соответ­ствующее темпам падения пластового давления. Это происхо­дит из-за загрязнения ПЗП скважин глинистым кольматантом за счет суффозии продуктивного коллектора, образования в

порах высоковязких структурированных углеводородных про­дуктов окислительной полимеризации, стойких водонефтяных эмульсий с выраженными тиксотропными свойствами. Радиу­сы зоны загрязнения в ПЗП бывают достаточно велики.

Для терригенных пластов бобриковского горизонта наряду с существованием аналогичных, уже описанных для девонских залежей нефти сложностей разработки компенсация отбора заводнением была проведена с запозданием. Вкупе с осложне­ниями перевода добывающих скважин под нагнетание воды это привело к существенному падению пластовых давлений и массовому уменьшению дебитов скважин.

Карбонатные пласты турнейского яруса разрабатывались при естественном режиме истощения пластовой энергии, а компенсация отбора закачкой воды производится пока только по отдельным очагам.

В настоящее время в целом по месторождениям АО "Тат­нефть" образовался значительный фонд низкопродуктивных и простаивающих скважин. Освоение или восстановление их продуктивности с использованием традиционных технологий оказывается малоэффективным. Так, например, успешность солянокислотных обработок карбонатных пластов турнейского яруса едва достигает 50 %, а сами эффекты непродолжитель­ны.

Основной объем работ выполнен на скважинах базового НГДУ "Елховнефть" (170 скважино-операций)(см. табл. 10.3, 10.4).

Успешность работ составила в среднем 95 %. В результате проведения внедренческих мероприятий дебиты нефти низко­продуктивных скважин возросли в 2-10 раз, средние приросты дебитов составили 2,0-3,0 т/сут на скважину. Прирост прие­мистости по нагнетательным скважинам 50-500 м /сут. За счет внедрения виброволновых технологий в НГДУ "Елховнефть" дополнительно добыто 116,6 тыс. т нефти, из них 65,5 тыс. т по переходящим эффектам 1997-1998 гг. Дополнительно зака­чано в пласты 513,4 тыс. м³воды.

В процессе всех обработок скважин фиксировали вынос с циркулирующей жидкостью значительного количества загряз­нений (солеотложений, глинистых и других частиц), стойкой водонефтяной эмульсии, асфальтосмолистых веществ и пара­фина. В ряде проб жидкости присутствовали полимерные ве­щества бурового раствора, а также продукты реакции от про-

веденных ранее кислотных обработок. Содержание взвешен­ных частиц в пробах составляло 300- 20 000 мг/дм³ и более.

В табл. 10.1.6 и 10.1.7 приведены отдельно по пластам ус­редненные данные эффективности обработок добывающих и нагнетательных скважин.

На рис. 10.1.7 показан внешний вид устья скв. 2112 Ново-Елховской площади, оборудованной для обработки с исполь­зованием технологии ВДХВ.

В дополнение к табличным данным следует отметить, что некоторые добывающие скважины эксплуатировались после проведения обработок с повышенными динамическими уров­нями, вследствие чего эффект по ним оказался заниженным. По многим нагнетательным скважинам, вскрывающим девон­ские пласты, было достигнуто практически полное восстанов­ление начальной (максимальной по истории работы) продук­тивности (от 80 до 100 %). По ряд

Таблица 10.1.6

Результаты использования технологий ВДХВ и ВПВ в добывающих скважинах на различных пластах

 

	Количество		Прирост	Среднее зна-	Среднее из-	Общий при-
Индекс	обработанных	Успеш-	дебитов	чение приро-	менение об-	рост дебитов
пласта	добывающих	ность, %	нефти, т/сут	ста дебитов	водненности	нефти сква-
	скважин			нефти, т/сут	скважин, %	жин, %
Df			0,1-14,0	2,0	-5,6
С?"			0,3-6,4	2,9	-2,8
сГ			0,3-8,5	3,0	-3,4
сь-ь			8,1	8,1	0,0

Таблица 10.1.7

Результаты использования технологий ВДХВ и ВПВ в нагнетательных скважинах на различных пластах

 

Индекс пласта	Количество об­работанных наг­нетательных скважин	Успешность, %	Прирост приеми­стости, м /сут	Среднее значе-ние прироста приеми­стости, м /сут
Df + D?1 С2ЬЬ сГ	36 15 1	95 95 100	30-300 30-180 117	95 102 117

Рис 10.1.7. Внешний вид устья скв. 2112 Ново-Елховской площади, оборудо­ванной для проведения технологии ВДХВ

скважин продуктивность по сравнению с начальной (макси­мальной) даже повысилась в 1,8-3 раза, т.е. было осуще­ствлено их доосвоение. Аналогичные показатели получены по нагнетательным скважинам бобриковских отложений (увели­чение продуктивности в 1,5-2 раза).

Показателями улучшения фильтрационных характеристик призабойных зон нагнетательных скважин служат результаты обработок проведенных гидродинамических исследований. В табл. 10.1.8 и на рис. 10.1.8 представлены результаты обработ­ки кривых КВД нагнетательной скв. 745 Ново-Елховского ме­сторождения (пласт Di), снятых до и после проведения ВДХВ. После обработки фильтрационные характеристики ПЗП суще­ственно улучшились. Не менее важно, что после обработки заметно уменьшилось различие по характеристикам между ближней и дальней зонами прискважинной области, что сви­детельствует о восстановлении после обработки естественного исходного состояния коллектора ПЗП.

Кроме этого важно то, что в ходе обработок было достиг­нуто изменение профилей приемистости скважин. На рис. 10.1.9 представлены данные РГД по скв. 4428

Таблица 10.1.8 Результаты гидродинамических исследований на скв. 745 Ново-Елховского месторождения

Приемистость, м /сут

До обработки

После обработки

 

Проница­емость, КГ3 мкм2

Проница­емость, КГ3 мкм2

Проница­емость, КГ3 мкм2

Проница­емость, КГ3 мкм2

Номер сква­жины

Глубина кровли, м

Мощ­ность перфора­ции, м

до обра­ботки

после об­работки

Призабойная зона

Гидропро-

водность,

мкм см/

(мПа-с)

Удаленная зона

Гидропро-

водность,

мкм см/

(мПа-с)

Призабойная зона

Гидропро-

водность,

мкм см/

(мПа-с)

Удаленная зона

Гидропро-

водность,

мкм см/

(мПа-с)

 

745

1,5

1,47

6,92

1,87

8,82

9,27

43,64

10,00

47,06