К оглавлению

Пути интенсификации добычи нефти

В порядке обсуждения.

Т.М. ЗОЛОЕВ, В. А. КОБЕЛЕВА

В процессе бурения скважин промышленные объекты (пласты) вскрываются при давлении столба промывочной жидкости, значительно превышающем пластовое давление продуктивного горизонта. Это предотвращает возможные выбросы и последующие осложнения. В результате неизбежно засорение пор коллектора фильтратами и механическими примесями в призабойной зоне скважины. Глубина и степень засорения коллектора зависят от качества глинистого раствора, а также от физических параметров самого коллектора. Чем коллоидальнее раствор, тем совершеннее штукатурка обуриваемой поверхности продуктивного объекта, а, следовательно, меньше глубина проникновения фильтрата и механических примесей в призабойную зону пласта.

Однако засорение пор происходит при любом качестве промывочной жидкости. Чем выше пористость и проницаемость коллектора, тем глубже засоряется он при бурении.

Как известно, коллекторы продуктивного девона представлены исключительно неоднородными песчаными разностями. Мощность их меняется от нуля до нескольких десятков метров, также резко меняются пористость и проницаемость. Часто коллекторы расчленяются глинами на отдельные тонкие пропластки. Даже в так называемых монолитных пластах при более подробном изучении обнаруживаются многочисленные разности с различной проницаемостью.

Такое сложное строение продуктивных песчаных коллекторов свойственно всем девонским нефтяным месторождениям Урало-Волжской геологической провинции.

Все эти месторождения разрабатываются с поддержанием пластового давления путем заводнения с очень высокими темпами отборов. Однако и при высоких пластовых давлениях из-за резкой неоднородности коллекторов из подавляющего большинства скважин нефть добывается механизированным способом с очень низкими суточными дебитами. В результате основная добыча на месторождении осуществляется из высокодебитных фонтанных скважин. Такое неравномерное использование эксплуатационного фонда скважин приводит в свою очередь к неравномерному стягиванию контуров нефтеносности со всеми отрицательными последствиями.

Выше было указано, что любые коллекторы при вскрытии засоряются. Однако раньше этому засорению не придавали значения, потому что в эксплуатационных скважинах нигде не обнаруживали песчаных или каких- либо других пробок.

При обычных профилактических ремонтах пробоотборником легко и беспрепятственно проверяли забои скважин, и, если фильтр против пласта оказывался открытым, считали, что скважина в порядке.

В процессе эксплуатации потоком жидкости из пласта к стволу скважины очищаются поры коллектора призабойной зоны, причем при фонтанировании этот процесс идет быстро и почти до конца. При фонтанировании может работать только более проницаемая часть коллектора, а менее проницаемые разности могут оставаться засоренными и, следовательно, не участвовать в отдаче нефти.

В практике эксплуатации фонтанных скважин Туймазинского месторождения установлено, что в первый период фонтанирования нефть из пласта поступает со значительным содержанием механических примесей и пресной воды. Анализы показывают, что они были занесены с промывочной жидкостью при вскрытии пласта. Установлено также, что скорость очистки призабойной зоны зависит от мощности фонтана: чем она больше, тем быстрее очищается пласт.

Более длителен процесс очистки призабойной зоны в скважинах, работающих механизированным способом с низкими дебитами, а, следовательно, с меньшими скоростями потока жидкости в призабойной зоне. Если при фонтанировании очищается и призабойная зона коллектора, и ствол скважины до нижней дыры работающей части фильтра, то при механизированной эксплуатации все продукты засорения, вынесенные из призабойной зоны пласта в ствол скважины, остаются на забое, скапливаются в колонне на десятки, а иногда и сотни метров, перекрывая фильтр против продуктивного объекта.

Дополнительное засорение происходит и в процессе ремонтных работ. Дело в том, что подавляющее большинство глубоконасосных скважин на пласты Д_I и Д_II работают с фонтанными проявлениями, поэтому в них профилактические ремонты сопровождаются задавливанием их водой. После ремонта закачанная вода, обычно не обработанная ПАВ (поверхностно-активными веществами), остается в стволе скважины ниже насоса. Следует иметь в виду, что насосы глубинного тартания и ЭПН (электропогружные насосы) спускаются, как правило, на глубину 1000-1100 м, тогда как продуктивные пласты залегают на глубинах 1650-2100 м. В этих условиях нефть из пласта поступает к приему насоса, проходя столб воды, засоренной механическими примесями.

Анализ накопившегося промыслового материала показывает, что все глубоконасосные скважины годами работают с резко заниженной производительностью. Причем это снижение вызывается не столько наличием столба воды в стволе скважины, сколько вредным воздействием этой необработанной воды на коллекторские свойства призабойной зоны пласта. Раньше нами подробно было описано отрицательное влияние необработанной воды на проницаемость призабойной зоны коллектора с приведением промыслового материала (Золоев Т.М. Еще раз о нефтеотдаче. Геология нефти и газа, 1959, № 6.). Это влияние усугубляется, видимо, тем, что пресная вода способствует набуханию глинистых частиц коллектора. При такой засоренности в глубоконасосных скважинах работает только незначительная, наиболее проницаемая часть коллектора, а менее проницаемые части его - переходные зоны от песчаников к алевролитам и особенно нефтенасыщенные алевролиты - не участвуют в нефтеотдаче. Таким образом, эта категория скважин годами работает с резко заниженной производительностью и может не обеспечить выработку запасов нефти из всех вскрытых коллекторов.

Так как песчаные коллекторы девона представлены разнопроницаемыми разностями, то в результате засорения призабойной зоны потери запасов нефти не исключены и в глубоконасосных скважинах, работающих с водой и даже фонтанным способом. По тем же причинам менее проницаемые пропластки коллектора, засоренные фильтратом и механическими примесями, могут остаться заштукатуренными, не выработанными.

Для очистки призабойной зоны коллектора от засорения во всех скважинах потребуется много времени и средств. Поэтому мы отобрали около 90 глубоконасосных скважин, расположенных внутри текущего внутреннего контура нефтеносности (см. рисунок).

Все эти скважины годами работают при наличии в стволе пресной, загрязненной механическими примесями воды, высота столба которой измеряется от забоя сотнями метров и перекрывает интервал перфорации колонны против пласта.

На основе всестороннего и тщательного изучения фактического промыслового геолого-геофизического материала можно наметить для этих скважин следующий комплекс мероприятий по интенсификации отборов нефти.

1. Произвести неоднократную обратную промывку ствола скважины и ее призабойной зоны чистой безводной нефтью до полного удаления продуктов засорения из забоя скважины. Парафинистые нефти следует подогревать. При наличии источника электроэнергии и ЭПН с комплектом кабеля призабойную зону можно очистить высокопроизводительным ЭПН. Этот способ наиболее совершенный, но не всегда имеется оборудование для его применения.

После промывок скважина должна работать до установившегося режима для определения ее истинной производительности. Эффект от проведенных работ определится по разности между дебитами до и после промывок.

2. Обработать призабойную зону скважин ПАВ.

При помощи ПАВ можно дополнительно воздействовать на те части коллектора, которые не удается очистить промывкой. Имеются в виду переходные зоны от высокопроницаемых песчаников к алевролитам и сами нефтенасыщенные алевролиты. Запасы нефти в них огромны, поэтому тщательность проведения этого этапа интенсификации имеет важное значение.

После воздействия ПАВ на призабойную зону продукты засорения опять должны быть вымыты из скважины. Разница в дебитах после первого и второго этапов будет эффектом от обработки пласта ПАВ. Количество ПАВ и технология обработки будут обусловливаться индивидуальными особенностями скважин.

3. Дополнительно вскрыть нефтенасыщенный коллектор кумулятивной перфорацией.

Ранее при разбуривании Д_I и Д_II Туймазинского месторождения кумулятивных перфораторов не было, поэтому промышленные объекты во всех эксплуатационных скважинах вскрывали пулевой или торпедной перфорацией. Глубина вскрытия объекта при пулевой и торпедной перфорации значительно меньше, чем при кумулятивной, поэтому необходимо дополнительно вскрывать объекты, особенно в тех случаях, когда проницаемость пласта понижена. Столб жидкости против интервала дополнительной перфорации должен быть обработан ПАВ. Количество отверстий против наименее проницаемых пропластков должно быть максимальным.

Эффект от дополнительной кумулятивной перфорации должен быть определен в тоннах после производства этих работ и установившегося дебита скважины.

4. Произвести гидроразрыв пласта.

Это мероприятие дорогостоящее и часто вызывает дополнительные осложнения в виде нарушения герметичности обсадной колонны, изоляции воды и т.д. Поэтому гидроразрыв рекомендуется применять лишь в исключительных случаях, когда перечисленные выше мероприятия не обеспечат ожидаемого эффекта или при очень низкой проницаемости коллектора. Желательно и при гидроразрыве закачиваемую жидкость обрабатывать ПАВ.

Осуществление описанных четырех этапов геолого-промысловых мероприятий по скважинам может дать значительный прирост добычи нефти.

В основу оценки эффективности предлагаемых мероприятий положен фактический геолого-промысловый материал, накопившийся в течение пятнадцатилетней разработки Д_I и Д_II Туймазинского месторождения.

Анализ фактического эффекта от проведения каждого из перечисленных мероприятий по первым скважинам позволит правильно выбрать для дальнейшего внедрения наиболее эффективные направления в работе с остальными эксплуатационными скважинами.

Увеличение производительности старых эксплуатационных скважин имеет огромное значение и в вопросах усовершенствования системы разработки месторождений. Успешное осуществление этих мероприятий может резко повысить коэффициент использования запасов нефти, будет способствовать равномерному стягиванию контуров нефтеносности и т. д.

Частичное исполнение первого этапа (разовое удаление воды из ствола по ряду скважин) дало блестящие результаты. Эффект от первой промывки получен в большинстве случаев, за исключением отдельных скважин, в которых в процессе более усиленного отбора жидкости в стволе вновь накапливался столб воды с механическими примесями за счет дальнейшей очистки коллектора от проникших флюидов.

Ниже приводятся данные, характеризующие результаты промывки скважин.

К осуществлению этих мероприятий большинство промыслов еще не приспособлено, поэтому в первый период встречаются трудности как с техникой, так и с исполнением работ. Однако результаты, приведенные в таблице, говорят о наличии значительных резервов повышения производительности эксплуатационных скважин. Эти работы требуют внимания и дополнительных средств, но осуществление их поможет удерживать высокий отбор нефти из месторождения даже если на нем закончено бурение скважин. Осуществление подобных методов интенсификации добычи нефти может дать эффект и на других подобных нефтяных месторождениях.

Выводы

1. Работы по повышению производительности эксплуатационных скважин заслуживают большого внимания.

2. Увеличение производительности глубоконасосных малодебитных скважин создаст условия для более совершенного регулирования стягивания контуров, что важно для технологии разработки месторождений.

3. Обработка призабойной зоны скважин создаст более благоприятные условия для извлечения нефти из всех разностей нефтенасыщенного коллектора, что будет способствовать повышению нефтеотдачи.

4. При эксплуатационном бурении промышленный объект необходимо вскрывать промывочной жидкостью, обработанной ПАВ, чтобы впредь не допускать засорения призабойной зоны скважин.

5. Засорение возможных продуктивных коллекторов особенно следует ожидать в разведочных скважинах, которые бурятся значительно медленнее, а, следовательно, коллекторы находятся более длительное время под давлением столба промывочной жидкости.

В этих условиях испытание пластов в разведочных скважинах может показать заниженный приток нефти, что приведет к преждевременному выводу о бесперспективности разведочной площади.

6. Поднятый вопрос особенно должен интересовать научно-исследовательские организации. Однако технологии вскрытия нефтяных пластов в процессе бурения не уделяется должного внимания. Вряд ли можно найти более запущенный участок в освоении нефтяных месторождений, чем существующая технология вскрытия пластов.

Эта запущенность является результатом недооценки со стороны научно- исследовательских организаций важности совершенного вскрытия пласта, влияния качества вскрытия на производительность скважин. Даже специализированные институты ВНИИ БТ и ВНИИНефть, которые решают вопросы бурения, не уделяют им надлежащего внимания, хотя вскрытие пласта является основной целью строительства скважин. Не случайно в этих институтах наиболее слабо представлены отделы, занимающиеся этим вопросом.

Необходимо исправить этот пробел как в теории, так и на практике и устранить недостатки технологии вскрытия промышленных объектов в разведке и разработке нефтяных месторождений.

НПУ Туймазанефтъ

Таблица

№ скважины	Дебит до проведения работ, т/сутки	Дебит после частичного проведения I этапа работ, т/сутки	Эффект от промывки, т/сутки
203	40	48	+ 8
204	26	37	+ 11
395	30	42	+ 12
437	10	30	+ 20
472	2	30	+ 28
526	26	44	+18
530	3	15	+ 12
531	25	35	+ 10
534	15	24	+ 9
536	20	24	+ 4
537	25	50	+ 25
539	8	14	+ 6
649	10	20	+ 10
867	1,6	6	+ 4,4
982	5	15	+10
1092	2	30	+28
1102	25	40	+ 15
1103	3	30	+ 27
1104	15	25	+ 10
1106	25	60	+ 35
1142	5	13	+ 8

Рисунок Схема расположения скважин пласта Д_I Туймазинского месторождения.

1 - текущий отбор жидкости; 2 -ожидаемый прирост жидкости; 3 - фактически полученный прирост; 4-скважины нагнетательные, работающие и ликвидированные; 5 - текущие контуры нефтегазоносности.