CC BY
43
36 ТЕХНОЛОГИИ 1/Н (01) февраль 2009 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ
В Когалымском регионе применение ГРП продолжает играть одну из важнейших ролей. В первую очередь это обуславливается структурой запасов нефти, большинство из которых с полным основанием следует отнести к трудноизвлекаемым. Метод применяется с 1993 г., и на сегодняшний день проведено порядка 4.5 тыс. операций, охвачены огромные участки залежей.
ДООСВОЕНИЕ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
ПОСЛЕ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП ОБРАБОТКОЙ КИСЛОТНЫ1МИ СОСТАВАМИ В КОГАЛЫ1МСКОМ РЕГИОНЕ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Ф.С.САЛИМОВ
заместитель начальника отдела мониторинга ТПП «Когалымнефтегаз».
г. Когалым
Львиная доля гидроразрывов проводится с использованием полимерного геля на гуаровой основе, что имеет определенные минусы. Как показывает промысловый анализ, высокая эффективность дополнительных геолого-технических мероприятий на скважинах после ГРП1 (кислотные обработки призабойных зон, форсирование отборов, реперфорация) связана с неполным раскрытием потенциала продуктивности трещины, созданной при ГРП.
Имеется несколько основных факторов, приводящих к снижению проводимости трещины разрыва:
1. Кольматация стенок трещины гелем в процессе ГРП при фильтрации жидкости разрыва в пласт.
2. Разрушение зерен проппанта, вминание их в породу на стенках трещины.
3. Засорения проппантовой пачки сухим остатком после разложения гелей. Закупорка пор смолоасфальтенами, парафинами, эмульсиями и др. при фильтрации жидкости по трещине.
Но, как выяснилось при промысловом анализе работы скважин после ГРП и других видов интенсификации притока, главной причиной снижения эффективности гидроразрыва является неполное разрушение полимерных гелей в пласте, даже по истечении нескольких лет
Данная ситуация ярко выражена на По-вховском месторождении, так как имеет наибольший охват фонда гидроразрывом; внедрение метода в регионе началось также с него. Так, при анализе работы добывающих скважин, подвергшихся ГРП в разное время, была отмечена тенденция получения более высоких приростов по нефти и жидкости от проведения ОПЗ2 различными кислотными составами. Промысловая практика показывает, что продуктивность таких скважин после кислотной обработки увеличивается в среднем в 1,5-3 раза, нередки случаи повышения в 5-7 раз. Факт интересен тем, что эффективность ОПЗ на скважинах, где за историю эксплуатации ГРП не проводили, в
среднем не дотягивает до 1 т/сут по нефти (граф. №1), продолжительность эффекта редко превышает 8 мес.
В 2005 году впервые на предприятии ТПП «Когалымнефтегаз» целенаправленно провели кислотную обработку для полного разложения геля после ГРП на скважине№ 940 ЦДНГ-1 Повховского месторождения (рис. №1). Гидроразрыв пласта проводился 2 раза: в 1992 г. и 1998 г. Эффективность повторного ГРП составила 49 т/сут по нефти продолжительностью 1 год, в последующем скважину перевели на штанговый способ эксплуатации. На момент ОПЗ глино-кис-лотой скважина добывала 8,3 т/сут нефти при обводненности 5%. Эффективность обработки составила +18 т/сут, коэффициент продуктивности пласта увеличен в 7 раз. В течение года провели 2 оптимизации ГНО3 и на конец 2005 г совокупный прирост по нефти от ОПЗ составлял 90 т/сут. Последний раз скважина давала продукцию в том же объеме после первого ГРП 1992 г (рис. №2).
С этого момента началось масштабное проведение кислотных обработок на скважинах, ранее подвергшихся ГРП. Обрабатывались все скважины при отказах ГНО, ежемесячно планировались ГТМ4 по скважинам, снижающим дебит жидкости. За счет высокой эффективности удалось длительное время поддерживать уровень добычи нефти по цеху. За 2005 г по ЦДНГпровели 52 обработки кислотой на эксплуатационном фонде со средней эффективностью 5 т (граф. №2).
ОПЗ на скважинах, где ГРП ранее не проводили, свели к минимуму.
Необходимо отметить, что какой-либо зависимости эффективности ОПЗ от давности проведения ГРП, объема закачанного проппанта, накопленных отборов жидкости и нефти на момент ГТМ, не выявлено. Что еще раз указывает на основные факторы, снижающие эффективность ГРП.
Не менее важно было выявление причин неудачных кислотных обработок, составивших за 2006г 17% от общего количества. Приведем основные из них:
1. Повторная кислотная обработка за историю эксплуатации скважин после ГРП, на момент проведения которых в при-забойной зоне пласта остатков сшитого геля уже не наблюдалось. Анализ первых ОПЗ показал среднюю эффективность по нефти в 20 т /сут. с продолжительностью эффекта 2 года и более.
2. Низкая энергетика пласта. Компенсация отборов закачкой участков скважин на момент ОПЗ составляла порядка 70% и ниже. Данная ситуация характерна тем, что происходит более глубокое проникновение кислотного состава в пласт и затрудняет быстрый вынос остатков и продуктов реакции. Происходит выпадение нерастворимых осадков солей, кольматирующих поровое пространство.
Был собран достаточный объем информации, доказывающей несовершенство полимерных гелевых систем и применяемых деструкторов, широко используемых подрядными организациями при ГРП. В довершение в лабораторных условиях подрядчика ООО «КАТКОнефть», выполняющего основной объем ГРП на Повховском месторождении, провели тестовые эксперименты по воздействию плавиковой (НF+HCI) и соляной кислот (HCI) 12% концентрации на водный сшитый полимерный гель. Опыты проводились под руководством заведующего лабораторией Я.Б.Кузьмичева и заместителя начальника ЦДНГ-1 ТПП «Когалымнефтегаз» по геологии Ф.С. Салимова. Полученные результаты:
• тест №1: на 100 мл сшитого геля добавили 0.5 мл. плавиковой кислоты. Через 10 сек. произошло полное разложение геля до состояния линейного расширения, вязкостью 24 сПз, рН-2,2.
• тест №2: на 100 мл сшитого геля добавили 0.5 мл. соляной кислоты. Разложение геля до состояния линейного произошло в течении 25 сек., вязкость составила 24сПз, рН-2,3.
В обоих случаях при проверке геля через 2 часа изменений вязкости, рН, ►
График 1 Средние показатели работы скважин до и после ОПЗ за 2005г, где ранее ГРП не проводили
График 2 Эффективность ОПЗ за 2005г на скважинах с проведенными ранее ГРП
ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ 1/Н (01) февраль 2009 г.
ТЕХНОЛОГИИ 37
какого-либо повторного частичного сшивания не произошло.
Назрело решение проведения ОПЗ непосредственно после ГРП, позволяющего эксплуатировать скважину с максимальной эффективностью. Для опытных работ выбрали скважину № 2, расположенную в южной краевой части месторождения (рис. №2). В августе 2006г провели ГРП с закачкой в пласт 60т проппанта. По данным ГИС5, приток после разрыва составил 18,7м3/сут при коэффициенте продуктивности 0,3 м3/сут*-атм, что оказалось в 3 раза ниже предполагаемого. Провели обработку ПЗП6 кислотой серии КСПЭО (соляная кислота с добавкой спиртов и модификаторов) 12 % концентрации в объеме 6м3. Скважина вышла на режим с дебитом жидкости 49м3/с, коэффициент продуктивности составил 0,8 м3/сут*-атм., прирост по нефти - 39 т/сут. Эффект от ГРП и ОПЗ продолжается до настоящего времени. По аналогичной схеме до конца 2006г. непосредственно после ГРП обработали еще 5 скважин, получен средний прирост нефти 22 т/сут.
В 2007г для более точного определения влияния кислотного воздействия на трещину разрыва и ее проводимости на 6 скважинах провели геофизические исследования сразу после ГРП и после ОПЗ. Определяли профиль притока и продуктивность пласта при компрессировании. По результатам ГИС, на всех скважинах отмечается увеличение охвата пласта дренированием в среднем на 30%, подключение в работу пропластков, не участвовавших в притоке на момент первого ГИС, повышение продуктивности в 1,5 раза.
Главная причина недостаточного разложения сшитого геля после проведения ГРП заключается в неравномерном распределении деструктора (брэйкера) по всему объему жидкости песконосителя ввиду ограниченности технических возможностей. Имеет место некачественный подбор концентрации из-за перестраховки инженеров ГРП сервисных компаний с целью избежания преждевременного «разваливания» геля во время закачки и аварийной остановки процесса. Также длительная эксплуатация месторождения с активным применением заводнения неизбежно приводит к изменениям начальной пластовой температуры и изменениям свойств пластового флюида, что пока не учитывается при подборе рецептуры жидкости разрыва.
На сегодняшний день технология проведения ОПЗ во время освоения скважины после ГРП прочно закрепляется в НК «ЛУКОЙЛ», количество обработок кислотными составами после ГРП возросло до 3-5 в месяц. Вовлечены все месторождения, на которых проводится гидроразрыв по Кога-лымскому региону. Полученная прибыль исчисляется десятками миллионов рублей. Основной критерий выбора скважин-кандидатов - это получение низких притоков жидкости из пласта после ГРП и отсутствие притока из основной части коллектора, подверженной стимуляции.
Экономическая выгода проведения ОПЗ непосредственно после ГРП очевидна, это: а) увеличение приростов по нефти после ГРП на 30-150%, соответственно сокращается время окупаемости ГТМ в
Рис. 1
среднем в 1,7 раза. Продолжительность эффекта от гидроразрыва возрастает;
б) увеличивается охват пласта дренированием, соответственно повышается коэффициент нефтеотдачи;
б) сокращается количество ремонтов.
ВЫВОДЫ:
1. Одной из основных причин снижения эффективности ГРП является неполное разрушение водных полимерных гелей на гуа-ровой основе в трещине разрыва.
2. Проведение ОПЗ после ГРП позволяет восстановить начальную проводимость трещины, разрушая остатки неразложив-шегося геля, повышая тем самым эффективность основного мероприятия. Увеличивается охват дренированием по мощности, соответственно КИН7 по залежи.
3. На скважинах с низким пластовым давлением после ОПЗ необходимо проводить
дополнительные мероприятия по своевременному выносу продуктов реакции кислоты и ее остатков из пласта, например сва-бирование.
4. Подрядным организациям, выполняющим ГРП, необходимо более качественно проводить подбор химреагентов и рецептур жидкостей разрыва для обеспечения наиболее полного разложения сшитого полимерного геля в пласте. ■
СОКРАЩЕНИЯ:
1ГРП - гидроразрыв пласта
2ОПЗ - обработка призабойной зоны
3ГНО - глубинно-насосное оборудование
4ГТМ - геолого-технические мероприятия
5ГИС - геофизическое исследование
скважины
6ПЗП - призабойная зона пласта
7КИН - коэффициент извлечения нефти
Рис. 2
