CC BY
128
О.Б. Собанова1, Г.Б. Фридман1, М.М. Хамидуллин2, И.Н. Файзуллин2, Г.Н. Фархутдинов2, А.И. Хисамутдинов2 Ф.З. Исмагилов2
'ОАО «НИИнефтепромхим», Казань, [email protected] 2ОАО «Татнефть», Альметьевск
СПЕЦИФИКА ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ СНПХ-9633 НА 302-303 ЗАЛЕЖАХ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Важнейшей задачей при эксплуатации обводнённых скважин является своевременное осуществление мероприятий по изоляции каналов водопритоков или отключению обводнённых пластов. Вид проводимых ремонтно-изоляционных работ в скважине зависит от характера её обводнения. При нерациональном обводнении в скважину поступают воды, не вытесняющие или почти не вытесняющие нефть. К таковым относятся скважины залежей 302-303 Ромашкинского месторождения (башкирско-серпуховские отложения с массивным типом залежи), где обводнение нижележащими высокоактивными подошвенными водами, как правило, происходит по сети вертикальных и наклонных трещин. Прорыв подошвенных вод по межблоковым зонам приводит к расчленению коллектора на отдельные блоки, что отрицательно сказывается на процессе вытеснения нефти из пласта.
Известно большое количество способов изоляции притока пластовых вод, основанных на применении различных геле- и/или осадкообразующих составов, эмульсий и других компонентов. Формирование блокирующего реагента происходит в результате приготовления состава на поверхности или получения непосредственно в пласте. Образование изоляционного экрана приводит к изменению геометрии линий тока жидкости за счет блокировки поровых каналов или трещинной системы вблизи скважины. При формировании экрана в пласте за счет смешения компонентов реакции протекают большей частью на границе контактирования реагентов, что приводит к малому объёму и невысокой прочности изоляционного материала, особенно если межфазное натяжение на границе раздела фаз достаточно велико (~ 0,1 мН/м и более), а вязкости довольно большие (более 2 МПас). В результате после запуска скважины в работу происходит вымывание изолирующих материалов из пласта водой. Кроме того, наличие на поверхности пор и трещин нефтяной пленки и/или асфальто- смоло- парафиновых отложений снижает адгезию между изолирующим
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 дата воздействия, под
Рис. 1. Количество обработок добывающих скважин реагентом СНПХ-9633 на 302-303 залежах по годам.
материалом и породой пласта. Прочностные свойства многих составов со временем ухудшаются, происходит их старение (усадка, разрушение), что предопределяет необходимость частых обработок.
Основная доля изоляционных работ на залежах № 302303 приходится на обработки реагентом СНПХ-9633, который представляет собой композиции поверхностно-активных веществ ПАВ в углеводородном растворителе.
Его применение основано на способности образования в пористой среде при контакте с минерализованной водой, обводняющей или закачиваемой в скважины, высоковязких гелеобразных эмульсий с внешней углеводородной фазой. Эти эмульсии легко формируются за счет высокой солюбилизирующей способности реагента СНПХ -9633, низкого межфазного натяжения на границе его с минерализованной водой (~ 10-2 - 10-3 мН/м), а также близкими и
1991 1992 1993 1995 1996 1997 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
дата воздействия, год
Рис. 2. Изменение среднесуточного прироста дебита нефти и расхода реагента на 302-303 залежах СНПХ-9633 по годам.
невысокими значениями вязкости и плотности. Эмульсии устойчивы к размыванию водой и легко разрушаются при контакте с нефтью, в результате чего происходит селективное блокирование высокопроницаемых водонасыщенных пропластков и вовлечение в работу слоев, ранее неохваченных воздействием. Кроме того, наличие углеводородного растворителя способствует отмыву призабойной зоны от асфальто-смоло-парафиновых и других загрязнений и некоторому увеличению продуктивности скважин.
Реагент СНПХ-9633 выпускается на химическом заводе, входящем в состав ОАО «Татнефть». Он технологичен: однороден, не расслаивается в широком диапазоне температур, имеет невысокую (~1,5 мПа-с при 20 0С) вязкость и низкую температуру застывания (ниже минус 350С). Его свой-
Рис. 3. Влияние величи- « „ 2
ны депрессии на средне- Щ J
суточный прирост деби- р, 1,2
та нефти в скважинах ® о.§.0'8
302-303 залежей, обра- f ^ i 0,4
ботанных реагентом ° с 0 СНПХ-9633.
II!
0.1 -1 1.1 -3 3.05-5.2
депрессия, Мпа
I— научно-технический журнал
Георесурсы 4 (23)
ства не меняются при длительном хранении. Все это позволяет применять его в товарном виде в любое время года.
В 1990 - 2006 г.г. в НГДУ «Лениногорскнефть» на 302303 залежах с использованием реагента СНПХ-9633 проведено 317 обработок добывающих скважин (в том числе 17 с горизонтальным или боковым стволом). Дебит жидкости скважин, где осуществлялась закачка углеводородной композиции (УК) ПАВ, находился в пределах 1 - 35 м3/сут. в вертикальных и 5 - 45 м3/сут. в горизонтальный скважинах (в среднем ~ 9 и 16 м3/сут. соответственно), обводнённость до воздействия быша высокой - 73 - 99,9 % (в среднем 96,2%), а среднесуточный дебит нефти - 0,01 - 2,9 т/сут. (0,3 т/сут.).
На 1.01.07 дополнительная добыиа нефти за счет применения метода составила 291,2 тыс. т при сокращении попут-но-извлекаемой воды более 400 тыс. т и средней длительности эффекта - 2 года. В 93 скважинах (29,3 %) эффект продолжается. Среднесуточный прирост дебита нефти (здесь и далее приводятся значения среднесуточных приростов де-битов нефти, рассчитанные за весь период продолжительности эффекта) составил 1,7 т/сут. при снижении обводненности на 25 - 40 %. Успешность - около 75%.
На рисунке 1 представлено изменение числа скважино-обработок реагентом СНПХ- 9633 по годам. Как видно из рисунка, в последние годы наблюдается существенный рост их количества. В 2007 году запланировано провести работы с использованием реагента СНПХ-9633 в 70 скважинах.
Эффективность от применения технологии СНПХ-9633 стабильна и не снижается, несмотря на уменьшение удельного расхода реагента после 2000 г. и увеличение вырабо-танности пластов (Рис. 2). Это является результатом модификаций метода, предложенных его разработчиками (ОАО «НИИнефтепромхим»): закачка реагента СНПХ -9633 совместно с глинопорошком, порционная («чёточная») закачка, освоение скважин при минимальных депрессиях на пласт или в периодическом режиме и др. Улучшение показателей применения реагента при снижении его расхода в 2001 г. и позднее, очевидно, связано с тем, что УК ПАВ для увеличения зон смешения стали вводить в пласт порциями, чередуя их с оторочками минерализованной воды.
Согласно лабораторным данным, введение наполнителя (глинопорошка) позволяет повысить скорость формирования и устойчивость образующихся при смешении СНПХ-9633 с водой эмульсионных систем, улучшить их реологические характеристики (увеличить вязкость и предельное напряжение сдвига), усилить прочность, способствуя структурированию системы.
Если первоначально закачку УК ПАВ совместно с глинопорошком использовали в основном при обработках горизонтальных скважин, то с 2004 г. в связи с увеличением числа вертикальных скважин с высокой приемистостью и низким давлением закачки в них, обработки реагентом СНПХ-9633 совместно с наполнителем приобрели массовый характер. При сравнении эффективности воздействия УК ПАВ без глинопорошка и совместно с ним оказалось, что в последнем случае среднесуточный прирост дебита нефти выше (на ~ 0,35 т/сут.). Увеличение числа циклов при закачке реагента СНПХ-9633 также способствует повышению эффективности воздействия (среднесуточный дебит нефти увеличивается на ~ 0,2 - 0,3 т/сут.).
Следует отметить, что в 80 скважинах обработки проводились неоднократно (2 - 4 раза, а в 1™ скв. даже 5 раз), причем в ряде случаев (около 15 %) последующая обра-
ботка оказалась эффективнее предыдущей. Это связано, вероятно, с переходом к «чёточным» закачкам УК ПАВ совместно с ГП.
Строение залежей 302-303 и направление трещинова-тости безусловно оказывает большое влияния на эффективность проводимых изоляционных работ. Был проанализирован промыюловыш материал, позволивший вымвиты некоторые закономерности, изложенные ниже, которые позволяют уточнить критерии выбора скважин и повысить эффективность применения технологии СНПХ-9633.
Показатели метода несколько хуже на объектах 303 залежи, чем на 302. Среднесуточный прирост дебита нефти по скважинам, вскрывающим серпуховские отложения - 1,65 т/сут., тогда как по скважинам, вскрытающим башкирский ярус — 1,85 т/сут. В среднем успешность обработок и длительность эффекта на 302 залежи также несколько выше (на 3% и ~ 2,5 месяца соответственно). Это обусловлено, по-видимому, большей удалённостью последней от ВНК, а также лучшей проницаемостью коллекторов башкирского яруса. Вероятно, играет роль и большее расстояние между скважинами в районе проведенных обработок.
Однозначной зависимости эффективности технологии от расположения объектов на структуре залежи не наблюдается. Тем не менее, имеется тенденция ухудшения результатов воздействия при переходе от одного блока к другому в ряду 1 > 2 >>3.
Самые невысокие показатели получены на IX опыггном участке 3т блока 303 залежи: среднесуточный прирост дебита нефти ниже на 0,3 т/сут., чем в целом по 303 залежи, средняя длительность эффекта - только 1 год. Это, очевидно, связано с более высокой трещиноватостью и расчленненос-тью коллектора, более плотным расположением скважин, их большим взаимовлиянием и перераспределением отборов жидкости между ними и, возможно, наложением воронок депрессии за счет большего отбора жидкости и последующему расчленению коллектора на отдельные блоки сетью вертикальных и наклонных трещин.
Решающая роль трещиноватости определяет отсутствие взаимосвязи между результатами применения технологии и такими геолого-физическими характеристиками как толщины общей, эффективной и перфорированной нефтенасыщенной частей пласта, его расчлененность, пористость, проницаемость. Правда, в последнем случае при её увеличении все же наблюдается слабо выраженная тенденция повышения эффективности воздействия.
Не обнаружено зависимости между эффективностью метода и количеством отобранной нефти с начала эксплуатации, а также величиной водо-нефтяного фактора на момент воздействия. Это, скорее всего, обусловлено малым отбором нефти по скважинам и залежам в целом.
Результаты воздействия реагентом СНПХ-9633 зависят от характера (скорости) обводнения скважин. Как правило, в том случае, когда обводнение скважин происходило постепенно (через 3 года и более), обработки УК ПАВ показали более высокую эффективность. Если же прорыв воды в скважину происходил быстро (менее 2 лет), то использование реагента менее успешно. Низкая эффективность в скважинах, обводнившихся за небольшой промежуток времени, обусловлена, по-видимому, активным поступлением воды с подстилающего горизонта по трещинам. В таких случаях для повышения эффективности технологии в скважину, очевидно, следует закачивать большие объемы реа-
научно-технический журнал
Георесурсы К4Я
■¡У
<{>• <£>' á3' - обв, % —»-Ож —Qh
Рис. 4. Динамика работы скв. № 38204 после закачки СНПХ-9633.
kV <V г,?-- <J>- .
дата
гента, однако и затраты при этом существенно возрастают.
Хотя и имеются положительные результаты применения реагента СНПХ-9633 в скважинах, где по результатам ГИС была установлена заколонная циркуляция, однако они значительно ниже, чем если приток жидкости происходил из интервала перфорации либо из ИП и неперфорирован-ной части пласта: средне-суточный прирост дебита нефти - менее 1 т/сут., а успешность - ниже 50%.
Обработки УК ПАВ целесообразно осуществлять сразу после обводнения скважины. Проведение многократных ВИР (особенно если до, в процессе либо после них использовались кислотные агенты) и/или большеобъемных ОПЗ до применения технологии СНПХ-9633 приводит к снижению показателей метода. Это, вероятно, обусловлено большой вероятностью раскрытия трещин и появления новых в процессе многочисленных операций, связанных с введением в пласт в значительных количествах реагентов при повышенных давлениях нагнетания, а также «выравниванием» каналов фильтрации при закачке больших объемов кислоты.
При рассмотрении влияния технологических параметров работы скважины на эффективность воздействия реагентом СНПХ-9633 выявлено следующее:
Существует тенденция увеличения эффективности метода с возрастанием коэффициента продуктивности скважин. Желательно, чтобы последний не был ниже 0,6 т/сут. атм (в этом случае средне-суточный прирост дебита нефти возрастает на ~ 0,15 т/сут.).
Освоение скважин после воздействия УК ПАВ следует осуществлять при минимальных депрессиях на пласт с помощью сваба или насоса меньшего типоразмера, поскольку с увеличением величины депрессии эффективность воздействия снижается (Рис. 3).
Замена насоса после обработки на более производительный снижает эффективность обработки реагентом СНПХ-9633. Предпочтительнее насос того же типоразмера, что и до мероприятия, или меньшего.
Освоение скважины следует проводить в периодическом режиме с постепенным увеличением времени её эксплуатации. Это способствует созданию устойчивого блокирующего экрана, поскольку отсутствие длительной депрессии на первоначальном этапе работы скважины способствует дальнейшему перемешиванию реагента и воды, приводя к повышению раз-
меров и прочности изолирующей эмульсионной системы, что положительно сказывается на эффективности воздействия УК ПАВ (Рис. 4). (Это заключение требует дальнейшей проверки, так как освоение ряда скважин после обработки реагентом СНПХ-9633 в периодическом режиме начато недавно - со 2ой половины 2006 г.). Стационарная работа скважины после осуществления работ по закачке СНПХ-9633, особенно при высоких депрессиях, может привести к выносу из пласта части реагента.
Карбонатные коллектора залежей 302-303 являются сложной геологической системой, в которой вертикальные и горизонтальные трещины связаны между собой в общую систему дренирования, что подтверждается данными индикаторных исследований.
Согласно теории Мора, угол наклона трещин зависит от направления главных напряжений и угла внутреннего трения породы. При малых значениях боковых давлений трещины и макротрещины параллельны главному вектору сжимающего напряжения. В результате тектонического подъема блоков фундамента возникают давления с вертикальным вектором сжимающего напряжения, что приводит к образованию субвертикальных трещин. При восходящем движении пород в кровельной части пласта образуются зоны растяжения, а в подошвенной - зоны сжатия. Увеличение бокового давления в подошве пласта приводит к образованию горизонтальных трещин (горизонтальный вектор сжимающего напряжения).
Следовательно, в куполах мы имеем вертикальные трещины, связанные в подошвенной части сетью горизонтальных трещин. Это подтверждается направлением тре-щиноватости керна скважины 38275г. Исследования методом сейсмолокации бокового обзора показывают, что в сводовой части структур вертикальные трещины направлены внутрь структуры поднятия и поэтому сближены друг с другом в подошве пласта, в пониженных участках залежи трещины сближены в кровле пласта.
Наличие линейно объединенных участков трещинова-тости в куполах позволяет предположить, что эффективность изоляционных работ будет зависеть от блокирующих свойств используемых реагентов, причем она тем больше, чем больше площадь экранирующего слоя. В настоящее время закачка изоляционных материалов проводится, как правило, на единичных, разрозненных по площади залежи
Закачка СНПХ-9633 в СКВ. № 35784
Закачка СНПХ-9633 а СКВ. №№ 35740, 35785, 37900, 37917
Закачка НБП в скв. №№ 35741, 37887
г- 1 г т
А
ООО
ООО
1-ГОО>1ПО>СОФСЧСЧО>СЧ
ООО
СКВ. № 35742 -
-скв. №35763- - - Полиноминальная обв, Ч
дата
Рис. 5. Изменение обводненности продукции в скважинах№№ 35742, 35717, 35762, 35763, где закачка водоизоляционныгх материалов не проводилась.
научно-технический журнал
I еоресурсы 4 (23) 2007
Казань: Акварель-Арт, 2007. - 296 с.
Геологические памятники природы Республики Татарстан
Печатается по решению Научно-технического совета Министерства экологии и природных ресурсов
Республики Татарстан
Книга посвящена геологическим памятникам природы (ГПП) Республики Татарстан - уникальным объектам геологического наследия мирового и регионального значения. Высокий информационный потенциал ГПП позволяет использовать их в качестве эталонов геологической летописи и вызывает необходимость их охраны и сохранения для потомков.
Рассмотрены памятники разных типов: стратиграфические (Печищи, Шугурово, Монастырский овраг и др.), палеонтологические (Краснови-дово. Ишссво. Сёмин овраг Тарловка. Тихие Горы и др.), минералогические (Татарские Шатрашаны и др.), тектонические (Карлинские и Тетюшские дислокации), гидрогеологические (Голубое озеро), геоморфологические (Камско-Устьинская спелеосистема). Подробная характеристика каждого объекта обобщает основные результаты литолого-минералогических, биостратиграфических, геохимических, палеомагнитных, тектонических и геоморфологических исследований, проведенных в 1999 - 2006 гг. по заданию МЭПР РТ большим коллективом исследователей из организаций Казани, Москвы, С.-Петербурга, Екатеринбурга и др.
В работе уделено внимание истории изучения ГПП Республики Татарстан. Рассмотрены вопросы, связанные с недавним изменением Общей стратиграфической шкалы пермской системы, а также проблемы сопоставления опорных разрезов юрской и меловой систем Татарстана с Международной стратиграфической шкалой. Изложение материала сопровождается многочисленными иллюстрациями и детальным картографическим материалом.
Книга рассчитана на широкий круг геологов, географов и экологов, занимающихся изучением и охраной природного наследия Республики Татарстан, а также на студентов и преподавателей высших и средних специальных учебных заведений естественно-научного профиля, учителей и учащихся средней школы, любителей природы родного края.
Редакционная коллегия: Т.М. Акчурин, A.C. Борисов, В.К. Голубее, С.А. Горбунов, А.П. Дедков, Д.К. Нургалиев. Главный редактор — И.А. Ларочкина, научный редактор — В.В. Силантьев.
Рецензенты: Д.г.-м.н., проф. Б.В. Буров, д.г.-м.н., проф. А.И. Шевелев.
Авторы: Казанский государственный университет им. В.И. Ульянова-Ленина: В.В. Силантьев (науч. руководитель), Ю.П. Балабанов, Г.А. Галушин, B.C. Губарева, А.П. Дедков, И.Я. Жарков, О.Н. Клевцов, Э.А. Королев, Г.А. Кринари, С.В. Куркова, В.А. Лукин. О.В. Макарова, В.В. Мозжерин, В.И. Мозжерин, В.П. Морозов, Ф.А. Муравьев, Н.Г. Нургалиева, Е.В. Петрова, Н.Н. Порфирьева, И.А. Серебренникова, Р.Х.Сунгатуллин, P.P. Хасанов, О.П. Ши-ловский. Геологический институт РАН (Москва): С.В. Наугольных. Институт геологии и геохимии УрО РАН (Екатеринбург): В.В. Черных. Палеонтологический институт РАН (Москва): Д.С. Аристов, В.К. Голубев, А.П. Расницын, И.Д. Сукачева, Д.Е. Щербаков. Ундорский палеонтологический музей (пос. Ундоры): В.В. Ефимов. ФГУП «ВСЕГЕИ» (С.-Петербург): А.В. Журавлев, О.Л. Коссовая, Г.В. Котляр, С.А. Шишлов. ЦНИИгеопнеруд (Катань^_ С.О. Зорина.
скважинах. Одним из путей повышения эффективности работ является проведение групповых закачек, чтобы исключить приток воды со всех сторон выбранного участка. Для этого была сформирована группа обводненных скважин, расположенных вокруг некоторого локального поднятия, и проводилась одновременная закачка изоляционных материалов. Комплексное проведение работ позволило изолировать больший объем трещин, создать массив, оказывающий значительное сопротивление прорыву воды в скважины. Рекомендуемая система закачки изоляционных материалов дала возможность сократить количество обводненных скважин без увеличения объемов закачанных агентов. Так, с целью изоляции водопритока в добывающих скважинах №№ 35784, 35740, 35785, 37900, 37917, 35741, 37887 произведена закачка СНПХ -9633 и нефтеби-тумного продукта (НБП). В результате удалось добиться снижения обводненности не только в вышеперечислен-
ISBN 978-5- 93962-240-0
ных, но и в близлежащих скважинах №№ 35742 (на 50%), 35717 (на 30%), 35762 (на 50%), 35763 (на 18%), где изоляционные работы не осуществлялись (Рис. 5). Это позволило получить суммарный прирост среднесуточного дебита нефти по необработанным скважинам в первые три месяца после воздействия ~ 12 т/сут.
То есть, комплексная закачка изоляционных материалов позволяет существенно повысить эффективность проводимых работ и увеличить добычу нефти, которая непосредственно не учитывается при оценке результатов воздействия тем или иным реагентом.
Таким образом, представленные в данной работе результаты позволяют добиться наиболее высоких показателей и в полной мере реализовать возможности технологии СНПХ-9633. Однако они не являются окончательными и будут уточняться по мере накопления фактического материала.
4 (23) 2007
^научно-техническим журнал
Георесурсы
