Оценка состояния призабойной зоны пласта (ПЗП) является важнейшим критерием эффективности разработки нефтяных месторождений, так как ПЗП наиболее подвержена различным физико-химическим и термодинамическим изменениям, как в процессе вскрытия, так и при эксплуатации скважин. [2] Из — за влияния различных технологических факторов фильтрационно-емкостные свойства пород ПЗП хуже, чем в удаленных зонах пласта. [5] Высокая послойная неоднородность по проницаемости, наличие контакта с водоносной частью залежи приводит к обводнению продукции скважин, а также к частичному или полному отключению из разработки интервалов пласта с низкой проницаемостью. [5] В результате возникает необходимость проведения мероприятий по улучшению фильтрационно-емкостных свойств пород в ПЗП, выравниванию профилей притока и приемистости, предотвращения образования заколонных перетоков воды.

При разработке месторождения Х с целью увеличения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин применялись следующие методы воздействия на продуктивные пласты: гидравлический разрыв пласта (ГРП), обработки призабойной зоны физико-химическими методами, перфорационные и изоляционные мероприятия. На нагнетательном фонде скважин с целью повышения нефтеотдачи и увеличения охвата пластов заводнением применялись потокоотклоняющие и нефтеотмывающие технологии и гидродинамические методы.

В добывающих и нагнетательных скважинах месторождения проводились мероприятия по воздействию на ПЗП как в процессе их эксплуатации так и при переводе скважин с объекта на объект, при переводе скважин в систему ППД, а также совместно с ГРП, перфорационными и ремонтно-изоляционными работами, с зарезкой боковых стволов при КРС.

Для восстановления продуктивности добывающих скважин и приемистости нагнетательных скважин применялись следующие технологии воздействия на ПЗП: солянокислотные (СКО) и глинокислотные (ГКО) обработки, в том числе с добавлением ПАВ, СКО с добавлением ортофосфорной кислоты, обработки щелочно-солянокислотными составами, растворителями и растворами ПАВ, перфорационные и ремонто-изоляционные мероприятия. Значительный объем мероприятий имел комплексный характер, когда при одном подходе на скважине проводилось две и более скважинооперации по воздействию на ПЗП.

За анализируемый период на рассматриваемых объектах месторождения Х проведено 2505 скважинноопераций МУН. График распределения скважинноопераций МУН по годам приведен на рисунке 1.

Рис. 1. График распределения скважинноопераций МУН за анализируемый период

За рассматриваемый период на объектах месторождения Х проведено 103 мероприятий по воздействию на ПЗП в 98 скважинах, из них ОПЗ физико-химическими методами — 75, перфорационных мероприятий — 14 (в том числе совместно с ОПЗ химическими реагентами — 12). Успешность проведенных мероприятий оценивается на уровне 81 %. Средний объем закачки химических реагентов при воздействии на ПЗП составил 7.7 м³.

Удельная эффективность ОПЗ физико-химическими методами оценивается на уровне 454.4 т/скв.-опер. При средней продолжительности эффекта 257 сут. и среднем приросте дебита 1.5 т/сут. Средний дебит нефти изменился с 4.9 т/сут до 7.3 т/сут, при изменении обводнённости скважин с 76.9 % до 72.2 %. За счет проведения ОПЗ химическими реагентами дополнительно добыто 15.69 тыс.т нефти.

Ремонтно-изоляционных мероприятий в добывающих и нагнетательных скважинах проведено 419. Для изоляции применялся цементный состав, нефтецемент, а также проводился спуск дополнительной колонны меньшего диаметра и частичная смена эксплуатационной колонны. Большой объем воздействий проводился в комплексе с перфорационными мероприятиями и ОПЗ химреагентами.

На рассматриваемых объектах проведено 26 мероприятий, в том числе по устранению негерметичности колонн — 19 и по изоляции заколонных перетоков — 6. В 11 скважинах совместно с РИР проводились воздействия на ПЗП химическими реагентами, перфорационными технологиями. В результате проведенных мероприятий средний дебит скважин по нефти увеличился с 5.7 т/сут до 6.8 т/сут., при снижении обводненности скважин с 88.1 % до 78.5 %. За счет проведения РИР дополнительно добыто 12.07 тыс.т нефти.

На завершающих стадиях разработки для поддержания падающей добычи нефти и повышения нефтеотдачи возникает необходимость увеличения объемов применения потокоотклоняющих и нефтеотмывающих технологий.

Одной из таких технологий, применяемой на месторождении Х, является технология ограничения водопритока в добывающих скважинах, используемая на пластах, характеризующихся высокими фильтрационно-емкостными свойствами и высокой выработкой запасов. [6]

За счет проведения в добывающих скважинах технологии ограничения водопритока дополнительная добыча нефти оценивается на уровне 925.9 т, при среднем приросте дебита 2.0 т/сут, средней продолжительности эффекта 228 сут и удельной эффективности 463 т/скв.-опер.

Гидравлический разрыв пласта является одним из наиболее эффективных методов повышения производительности скважин, вскрывающих низкопроницаемые, слабодренируемые коллекторы. Сущность данного метода заключается в образовании новых или расширении имеющихся трещин в призабойной зоне пласта. [5]

За весь период разработки на месторождении проведено 993 скважинооперации ГРП. За счет проведения ГРП дополнительно добыто 10745.05 тыс.т нефти.

За период 2009–2015 гг. проведено 427 скважиноопераций, из них в добывающих скважинах — 372, в нагнетательных скважинах — 55 (в том числе в нагнетательных скважинах, находившихся в отработке на нефть и переведенных в ППД — 19). За счет проведения 427 скважиноопераций ГРП дополнительно добыто 1603.53 тыс.т. нефти. Динмика проведения ГРП представлена на рисунке 2.

Рис. 2. Динамика проведения ГРП в добывающих, нагнетательных и скважинах, находившихся в отработке на нефть месторождения Х

Согласно проведенному анализу, среди рассматриваемых методов интенсификации добычи УВС, наиболее эффективным является гидравлический разрыв пласта. Это связано как с количеством проведенных ГРП за анализируемый период, так и с результативностью данного метода. За 2009–2015 год на месторождении Х за счет проведения ГРП дополнительная добыча нефти составила свыше 1.6 млн тонн, что в разы превышает прирост по другим методам. Для обработки ПЗП наиболее эффективными оказались обработки кислотными составами (СКО, ГКО, комбинированные методы). За исследуемый период дополнительная добыча составила 15 тыс.т нефти.

Литература:

1. Алтунина Л. К. Физико-химические аспекты технологий увеличения нефтеотдачи/ Алтунина Л. К., Кувшинов В. А. // Химия в интересах устойчивого развития. — 2001. — № 9. — С.331–344.
2. Апасов Т. К. Методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи для месторождений Западной Сибири: учебное пособие / Т. К. Апасов, Р. Т. Апасов, Г. Т. Апасов. — Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. — 187с.
3. Бадретдинов И. А. Классификация методов увеличения нефтеотдачи / И. А. Бадретдинов// Нефтегазовая геология. Теория и практика. — 2014. — Т.9. — № 1.
4. Газизов, А. А. Интенсификация добычи нефти в осложненных условиях / А. Ш. Газизов, М. М. Кабиров, Р. Г. Ханнанов. — Казань, 2008. — 5с.
5. Коротенко В. А., Кряквин А. Б., Грачев С. И., Хайруллин Ам. Ат. Хайруллин Аз. Ам. Физические основы разработки нефтяных месторождений и методов повышения нефтеотдачи: учебное пособии Тюмень: ТюмГНГУ, 2013, с.159.
6. Сургучев М. Л. «Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи» / М. Л. Сургучев. — М.: Недра, 1985. — 308с.
7. Токарев М. А. Анализ эффективности применения методов повышения нефтеотдачи на крупных объектах разработки / М. А. Токарев, Э. Р. Ахмерова // Учебное пособие. — Уфа: Изд-во УГНТУ. — 2001. — с. 95–110.