Повышение производительности скважин путем термохимической обработки на месторождении

     Средневзвешенное текущее пластовое давление на дату анализа составляет 5.99 МПа, что ниже первоначального на 0.47 МПа.

     С целью компенсирования отборов  жидкости закачкой рекомендуется перевести  добывающую скважину 150 под нагнетание. 

     II объект. 

     Начальное пластовое давление на II объекте составляло 7.09 МПа. 

     На  дату анализа объект разрабатывается  двумя механизированными скважинами на естественном режиме эксплуатации. Согласно Проекту разработки  закачка  на данном объекте не предусмотрена.

     В скважине №143 в 2005 г. по результатам исследования КВУ пластовое давление составило 5.51 МПа, что ниже начального пластового давления по данной скважине на 1.58 МПа.

     III объект.

     Начальное пластовое давление по объекту в  среднем составляло 5.15 МПа. Система  ППД на данном объекте осуществляется одной нагнетательной скважиной №18н, расположенной на I блоке. Так как разрабатываемые блоки характеризуются наличием разломов, то воздействия от закачки на блоки II и III не происходит. Скважина №18н компенсирует отбор жидкости только из скважины №224. Значительные объемы закачки воды преждевременно обводнили скважину, обводненность в течение 2005 г. увеличилась с 52.2% до 95.4%. Рекомендуется остановить неэффективную закачку воды в скважину 18н.

     IV объект.

     Начальное пластовое давление по объекту составило 9.95 МПа. Объект разрабатывается на естественном режиме истощения пластовой энергии, хотя по проекту предусмотрена закачка воды через две нагнетательные скважины. В соответствие с проектом перевести скважину 141, расположенную в водонефтяной, зоне вблизи внешнего контура нефтеносности, под нагнетание воды с целью ППД.

     V объект.

     Начальное пластовое давление по объекту в  среднем составляло 6.52 МПа. Система  ППД на данном объекте осуществляется шестью нагнетательными скважинами из которых одна скважина  №117 нагнетает воду на I блок, остальные пять скважин - на II блок.

     Необходимо  отметить, что динамика дебитов нефти  скважин во времени типична для  всех групп скважин: в начальный  период эксплуатации может отмечаться рост дебита в результате очистки призабойной зоны, а также уменьшения штуцирования скважины, однако после выведения скважины на работу с максимально открытым штуцером наблюдается устойчивое падение дебита. Этого следует ожидать, так как пластовое давление снижается в результате добычи при упруго-замкнутом режиме. Последующее увеличение дебита отмечается только после проведения работ по подключению дополнительных толщин горизонтов в работу, СКО или КГРП. Отмечается, что СКО и КГРП не только увеличивают дебит нефти, но и добавляют запасы нефти, вовлеченные в активную разработку. 

     2.1.5 Система ППД и  применяемые методы  повышения нефтеотдачи  пластов 

     Разработка  месторождения Ц.В. Прорва согласно проекту осуществляется с использованием системы ППД в I, III и V объектах эксплуатации. Источником водоснабжения для ППД является попутно-добываемая (сточная) вода, объёмы которой полностью удовлетворяют потребности системы ППД. Физико-химический состав пластовых вод месторождения Ц.В. Прорва приведён в таблице 5.

     Согласно  анализу, проведённому лабораторией ЦТО ЦТИ «Каспиймунайгаз» (Атырауский филиал) в 2008 г. по 11 скважинам, пластовые воды апт-неокомского водоносного комплекса имеют среднюю минерализацию 201.5 г/дм³, величина общей жёсткости изменяется от 300 до 400 мг-экв/дм³. Пластовые воды юрского водоносного комплекса имеют среднюю минерализацию 225.3 г/дм³, величина общей жёсткости изменяется от 320 до 450 мг-экв/дм³.

     Воды  апт-неокомского (мелового) и юрского  горизонтов имеют большое сходство по компонентному составу, минерализации  и относятся к хлоркальциевому типу. Химический анализ закачиваемой в пласт сточной воды и исследования на совместимость пластовой и сточной воды отсутствуют.

     Фактически  закачка воды на месторождении была начата в 1987 г. в V объекте (среднеюрский горизонт Восточного крыла) нагнетательной скважиной 101. В последующие годы под закачку в V объект были переведены из добывающего фонда ещё 6 скважин: 1, 2, 102, 108, 117 и 121. По состоянию на 01.01.07 на II блоке осуществляется приконтурное заводнение V объекта через 5 скважины: 121, 2, 108, 102 и 107, в I блоке – внутриконтурное через скважину 117.

     В связи с недостаточной компенсацией отбора жидкости закачкой воды и более  эффективного применения ППД на пятом  объекте рекомендуется перевести  добывающие скважины 104, 203, 106, расположенные во II блоке, а также скважины 124, 246, расположенные в I блоке под закачку воды в III и V среднеюрские горизонты. 

     В 2001 г. система ППД была введена  на I объекте через скважину 149. Данная скважина находится на I блоке, а действующие добывающие скважины этого объекта - на II блоке. Эффекта от закачки воды в добывающих скважинах I объекта не наблюдается из-за тектонического нарушения.

     Закачка воды в пласт в III объект была начата в 1994 г. через скважину 18. По результатам геофизических исследований (15.06.95) закачка воды осуществляется в районе ВНК и не влияет на добывающую скважину 224.

     На  IV объекте разработки закачка воды отсутствует, хотя по проекту она предусмотрена. В соответствие с проектом рекомендуется перевести высокообводненную скважину 141 под нагнетание воды с целью ППД.

     Всего на месторождении закачку воды на 01.01.96. осуществляли 8 нагнетательных скважин: 2, 18, 102, 107, 108, 117, 121, 149. Скважина 149 расположена  на южном крыле, остальные скважины - на восточном. Через скважины: 18 и 149 (III и I объекты разработки, соответственно) нагнетают воду в меловые горизонты, через остальные - в среднеюрские (V объект).

     Объёмы  закачки воды по объектам за 2001-2003 гг. За этот период в целом по месторождению  закачка сточной воды составила 1037.9 тыс.м³, из них в 2001г. было закачено 254.3 тыс.м³, в 2002 г. - 357.7 тыс.м³, а в 2003г. - 425.9 тыс.м³.

     При сравнении проектных и фактических  показателей отставание в объёмах  закачки и приёмистости отмечается только в 2003 г. на I объекте. В 2003 г. на всех объектах объёмы закачки (за исключением V объекта) и приёмистость скважин превышает проектные значения. И всё это на фоне отставания от проектных значений фонда нагнетательных скважин.

     С учётом уточнённых показателей разработки приёмистость нагнетательных скважин V объекта в 2005 г. должна возрасти со 129.2 до 173.3 м³/сут. Кроме того, с 2005 г. намечается ввод системы ППД для V объекта. Приёмистость нагнетательной скважины должна составить 288.4 м³/сут. Породы продуктивных надсолевых среднеюрских и меловых коллекторов месторождения Прорва представлены песчаниками, песками, глинами с прослоями алевролитов. Для увеличения проницаемости подобных терригенных коллекторов, характеризующихся наличием силикатных, кварцевых и глинистых образований, рекомендуется применение глинокислотного раствора (ГКР). В настоящее время подготовка воды для ППД осуществляется на центральном пункте сбора нефти и воды (ЦПС). Сточная вода с отстойника ОГ 200 поступает на установку ОПФ-300 (отстойник с патронными фильтрами), где осуществляется очистка воды от механических примесей, и затем в 

Таблица 2.1.5

  Физико-химический состав пластовых вод месторождения Ц.В. Прорва

№	Стабильность	- стабильна
1	Совместимость с ластовыми водами	- снижение приёмистости  допускается не более 20 %
2	Количество  мехпримесей	- до 50 мг/л
3	Содержание  нефтепродуктов	- до 50 мг/л
4	Размер взвешенных частиц	- 90 % частиц не крупнее 5 мкм
5	Содержание  растворённого кислорода	- менее 0.5 мг/л
6	Содержание  железа (II)	- менее 1 мг/л
7	Содержание  сероводорода	- отсутствие
8	Содержание ульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ)	- отсутствие

 

     резервуары  для хранения воды (два вертикальных резервуара объёмом 1000 м³ каждый РВС-1000). Далее насосами НБ-125 через узлы замера направляется  на водораспределительные пункты для закачки в нагнетательные скважины. Производительность насосов - 40-50 м³/час, давление нагнетания 4.5-5.0 МПа. Для замера расхода закачиваемой воды на устье нагнетательных скважин установлены счетчики CЖУ-25М с рабочим давлением 2.5-4.0 МПа. Уровень воды хранящейся в резервуарах контролируется уровнемерами типа СОКУР. Контроль над показаниями приборов осуществляется ежедневно и регистрируется в специальном журнале.

     Технологические параметры подготавливаемой и закачиваемой воды в 2004 г. - I полугодии 2005 г. не контролировались. Во II полугодии 2005 г., по результатам представленных исследований, мехпримеси и нефтепродукты в закачиваемой воде не обнаруживались. Контроль содержания мехпримесей и нефтепродуктов в закачиваемой воде в настоящее время проводится ежемесячно, анализы химического состава закачиваемой воды, начиная с 2004 г., не проводятся. Ежедневный контроль содержания нефтепродуктов и мехпримесей в закачиваемой воде и ежемесячные химические анализы состава закачиваемой воды планируется проводить при оборудовании и пуске в работу химической лаборатории. Температура закачиваемой воды в зависимости от времени года: 10-30^о С, плотность в среднем 1.15 г/см³.

     Важным  моментом при разработке месторождения  с применением системы ППД  является распределение закачиваемой в нагнетательные скважины воды по перфорированным интервалам. С целью определения профиля приёмистости в июне 2005 г. на нагнетательных скважинах: 107, 108 и 117, закачивающих в V объект разработки были проведены геофизические исследования. Результаты исследований представлены в таблице 6. 

Таблица 2.1.5.1

     Результаты  определения работающих интервалов нагнетательных скважин

№ скв/ объект	Дата исследования	Интервалы перфорации	Работающие  интервалы	Объём поглощаемой  жидкости, %	Приёмистость  по ГИС, м3/сут	Приёмистость  по тех.реж август 2005г, м3/сут
107/V	23.06.05	2625.0-2627.0 2642.0-2656.0 2662.0-2665.0 2674.0-2684.0 2691.0-2695.0 2720.0-2722.0	2621.2-2621.6 2622.0-2623.0 2625.1-2627.0 2654.1-2655.1 не работает не  работает не работает не охвачен	29.6 40.4 24.5 5.5 0 0 0 -	242	45
108/V	17.06.05	2623.0-2625.0 2646.0-2652.0 2678.0-2684.0 2715.0-2718.0	2623.5-2625.0 2648.0-2651.6 2677.6-2679.5 не охвачен	11.8 49.9 38.3 -	185	60
117/V	21.06.05	2612.0-2615.0 2636.0-2640.0 2642.5-2646.0	2612.1-2614.5 2636.5-2639.4 не работает	94.9 5.1 0	177	78.9

 

     В скважинах 107 и 117 наблюдается неравномерное  распределение поглощения жидкости. Верхние интервалы поглощают до 95% общего объёма закачки. Причём, в скважине 107 основное поглощение жидкости приурочено к неперфорированной части в интервалах 2621.2-2621.6 м и 2622.0-2623.0 м, что выше верхнего перфорированного пласта и указывает на нарушение целостности эксплуатационной колонны.

     На  основании проведенных исследований, в отчёте «Разработка мероприятий  по повышению эффективности разработки на 01.10.2005 г.» были приведены рекомендации. С целью выравнивания профиля приёмистости на скважине 107 предлагалось увеличить долю закачиваемой воды в интервале 2642.0-2656.0 м без подключения к работе неработающих интервалов 2662.0-2665.0 м, 2674.0-2684.0 м, 2691.0-2695.0 м (из-за отсутствия гидродинамической связи с продуктивными горизонтами). На скважине 117 надо было увеличить объём закачиваемой воды в интервале 2642.5-2646.0 м, а на скважине 108 - осуществить мероприятия для более равномерного распределения закачиваемой воды по всем перфорированным интервалам.

     Для осуществления этого рекомендовались:

     - глинокислотные ванны после предварительного  отключения ненужных в работе  интервалов перфорации путём  установки цементного моста (для  скважины 107);

     - глинокислотные обработки с установкой  съёмных пакеров для отсечения  поглощающих интервалов перфорации (для скважины 117).

     В декабре 2005 г. на 4-х скважинах нагнетающих  в V объект: 2, 107, 108 и 121 с целью повышения приёмистости были проведены солянокислотные обработки (СКО). Технология включала в себя приготовление и закачку 13% солянокислотного раствора в объёме 7-16 м³ при давлении нагнетания 3.5-5.0 МПа и продавку в пласт технической водой плотностью 1.15 г/см³ в объёме около 2 м³. Определить успешность проведённых работ не представляется возможным из-за отсутствия параметров работы и исследований профилей приёмистости после обработок.

     С целью увеличения приёмистости скважин  V объекта в марте и августе 2004 г. на скважинах: 121, 117, 107 и 2 проводились глинокислотные обработки.

     Технология  обработки включала в себя закачку глинокислотного раствора (ГКР) в объёме 12-21 м³ и продавку его в пласт водой плотностью 1.15 г/см³, после чего скважина закрывалась на выдержку на 6-12 часов. После промывки водой плотностью 1.15 г/см³ в объёме 12-16 м³ скважина пускалась в работу. Результаты проведённых работ представлены в таблице 7.