Эффективность солянокислотных обработок нагнетательных скважин ОАО "Самаранефтегаз"

Размещено на http://www.allbest.ru/

ЭФФЕКТИВНОСТЬ СОЛЯНОКИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН ОАО «САМАРАНЕФТЕГАЗ»

Шакурова Айгуль Фагимовна, аспирант

АО НПФ "Геофизика"

В статье говорится про эффективность солянокислотных обработок нагнетательных скважин ОАО «Самаранефтегаз».

солянокислотная обработка нагнетательная скважина

Проблема повышения нефтеотдачи пластов в условиях естественного снижения извлекаемых запасов нефти на длительно разрабатываемых месторождениях с применением заводнения непосредственно связана с режимом эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин, так как отбор и закачка регулируют объемы и равномерность извлечения нефти из пласта. Особенное внимание следует уделять решению вопроса достаточной компенсации отбора закачкой на разрабатываемых площадях, так как зачастую проведение оптимизации работы фонда затруднительно по причине значительного снижения пластового давления, что обусловлено недостаточным количеством нагнетательных скважин, либо их низкой приемистостью[1].

Солянокислотные обработки ПЗП нагнетательных скважин в условиях ОАО «Самаранефтегаз» являются наиболее распространенным методом восстановления их приемистости, особенно в карбонатных отложениях турнейского (пласт В1) и башкирского ярусов (пласт А4).

Пласт А4 башкирского яруса представлен карбонатными породами - доломитизированными известняками и доломитами. Значения пористости меняются от 16,4 до 21 %, проницаемости от 0,118 до 0,497 мкм2.

Пласт В1, приуроченный к кровле турнейского яруса, представлен плотными разностями известняков, органогенных и органогенно-обломочных. Залегает на глубине 1641-1725 м. Пористость известняков меняется от 11 до 16%, а проницаемость - от 0,01 до 0,524 мкм2.

Для анализа степени влияния на эффективность солянокислотных обработок нагнетательных скважин геолого-физических и фильтрационно-емкостных свойств объектов закачки были использованы данные по 12 скважинам, вскрывшим пласт В1, и 7 скважинам, вскрывшим пласт А4, на девяти нефтяных месторождениях, которые представлены в сводных таблицах 1 и 2.

Были рассмотрены корреляционно-статистические связи между значением кратности увеличения приемистости после СКО и коэффициентами пористости (Кп), проницаемости (Кпр), а также отношением пластового давления к давлению закачки и удельным объемом СКО[2].

Таблица 1. Таблица сводных данных по результатам СКО скважин, вскрывших пласт В1

Таблица 2. Таблица сводных данных по результатам СКО скважин, вскрывших пласт А4

На рис. 1 представлена корреляционно-статистическая связь между кратностью увеличения приемистости пласта В1 и коэффициентами пористости (рис. 1а) и проницаемости (рис. 16), из которой следует, что значение кратности увеличения приемистости изменяется в диапазоне от 1,5 до 4,5 раз. В то же время при изменении пористости от 10 до 16% кратность увеличения приемистости уменьшается от 4,5 до 1,5 раз, а при увеличении проницаемости той же породы от 0,05 до 0,5 мкм2 - кратность растет в тех же пределах[3,4].

Рисунок 1. Корреляционная связь между величинами эффекта от СКО и проницаемостью (а) и пористостью (б) пласта В1

На рис. 2 представлена аналогичная корреляционно- статистическая связь между отношением приемистости скважины пласта А4 до и после обработки и коэффициентами пористости (рис. 2а) и проницаемости (рис. 26), в которой видна обратная, зависимость данных параметров по сравнению с аналогичной зависимостью для пласта В1. То есть при изменении пористости от 16 до 21% приемистость увеличивается от 1,5 до 3 раз, а при увеличении проницаемости той же породы от 0,1 до 0,5 мкм - кратность уменьшается в тех же пределах[5].

Данный факт свидетельствует о том, что влияние литологических и петрофизических характеристик пород, слагающих пласт, является существенным.

Рисунок 2. Корреляционная зависимость величины эффекта при СКО от коэффициентов пористости (а) и проницаемости (б) пласта А4

Исследование корреляционно-статических связей между продолжительностью эффекта от СКО и коэффициентами пористости и проницаемости показало, что они имеют сходные тенденции с кратностью увеличения закачки для пласта В1: с ростом пористости продолжительность уменьшается с 24 до 8 месяцев, а с ростом проницаемости, наоборот, увеличивается в тех же пределах (рис.3).

По пласту А4 характер связи между продолжительностью эффекта от СКО и коэффициентом пористости, с одной стороны, и между эффектом от СКО и пористостью, с другой, - аналогичен, т.е. наблюдается тенденция увеличения продолжительности эффекта и кратности закачки (см. рис. 2,а и рис. 4,а). Однако характер связи между продолжительностью эффекта и коэффициентом проницаемости и кратностью увеличения закачки и проницаемостью разный: продолжительность увеличивается, а эффект от СКО (увеличение кратности закачки) уменьшается с увеличением проницаемости (см. рис. 4,6 и рис. 2,а).

Рисунок 3. Корреляционная связь между продолжительностью эффекта от СКО и пористостью (а) и проницаемостью (б) пласта В1

Рисунок 4. Корреляционная связь между продолжительностью эффекта СКО и пористостью (а) и проницаемостью (б) пласта А4

С увеличением пластового давления наблюдается уменьшение продолжительности эффекта от проведенной солянокислотной обработки с 24 до 4 месяцев, т.е. в 6 раз (рис.5)[6].

Рисунок 5. Корреляционная связь между продолжительностью эффекта СКО и пластовым давлением для пласта В1 (а) и пласта А4 (б)

Изучение зависимости кратности увеличения приемистости закачки от величины удельного расхода реагента (соляной кислоты), показывает что она носит одинаковый характер как для пласта А4 так и для пласта В1 (рис. 6) и то есть при увеличении величины удельного расхода реагента кратность роста приемистости снижается. Что касается влияния удельного объема реагента при СКО на продолжительность эффекта, то для пласта В1 проницаемость снижается, а для пласта А4 - увеличивается по мере увеличения удельного объема кислоты (рис.7).

Рисунок 6. Корреляционная зависимость величины эффекта от удельного объема СКО для пласта В1 (а) и пласта А4 (б)

Рисунок 7. Корреляционная зависимость продолжительности эффекта от удельного объема СКО для пласта А4 (а) и пласта В1 (б)

Особый интерес для оценки степени влияния на результаты СКО геолого-технических факторов играет исследование зависимости кратности увеличения закачки после СКО (эффекта) и его продолжительности от разности пластового давления и давления закачки для каждого из продуктивного горизонтов (рис 8). Видно, что кратность увеличения закачки снижается с ростом перепада давлений для каждого типа отложений практически в 2 раза, тогда как продолжительность эффекта ведет себя по разному: для пласта В1 она снижается в 4-5 раз, а для пласта А4 - она растет в тех же пределах.

Рисунок 8. Корреляционная связь между эффектом от СКО и его продолжительностью и разностью пластового давления и давления закачки для пласта В1 (а, б) и пласта А4 (в, г)

Полученные результаты позволяют сделать вывод о том, что геолого-физические и коллекторские свойства карбонатных отложений турнейского и башкирского ярусов оказывают существенное влияние на эффективность СКО и диктуют необходимость соответствующей корректировки ее технологии.

С целью более точной оценки геолого-физических условий эффективного применения технологии СКО в условиях карбонатных отложений турнейского и башкирского ярусов нами был использован количественный критерий экономически оптимального, обоснованного соотношения между приемистостью нагнетательных скважин после и до обработки, равный 2,5. Используя этот количественный критерий в качестве порога рентабельности на графиках, представленных на рисунках, мы получим оптимальные границы применения данной технологии с учетом конкретных коллекторских и фильтрационно-емкостных свойств, а именно:

Для пласта А4:

· по Кп - от 17,5 до 21 %

· по Кгф- от 0,1 до 0,45 мкм2

· по ДР - от 10 до 45 атм

· ПО (Ззак/Ьпф- от 0,5 до 1,2 м3/м

Для пласта В1:

· по Кп - от 10 до 16,5 %

· по Кпр- от 0,05 до 0,45 мкм2

· по АР - от 60 до 140 атм

· ПО С2зак/Ьпф- от 0,5 до 1,5 м3/м

Список литературы

1. Коровин B.М. НОВАЯ КОМПЛЕКСНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ГИС //Каротажник. 2007. № 1. С. 88-98.

2. Коровин В.М. АНАЛИЗ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ СБОРА И ОБРАБОТКИ ИНФОРМАЦИИ ДЛЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН //Нефтяное хозяйство. 2006. № 7. С. 112-114.

3. Коровин В.М. ТЕХНОЛОГИИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ И ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН НА ОСНОВЕ СОВРЕМЕННЫХ СРЕДСТВ ТЕЛЕКОММУНИКАЦИЙ //Геофизический вестник. 2006. № 6. С. 14.

4. Рафиков В.Г., Хабиров Р.Р., Гайфуллин М.Я., Коровин В.М. ЦИФРОВАЯ АППАРАТУРА ВАК-73М С РАСШИРЕННЫМИ ВОЗМОЖНОСТЯМИ ИССЛЕДОВАНИЯ ФИЛЬТРАЦИННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД МЕТОДОМ ВАК //Каротажник. 2006. № 7-8. С. 228-239.

5. Ташбулатов В.Д., Еникеев В.Н., Гайфуллин М.Я., Миллер А.В., Булгакова Ю.А., Коровин В.М. ВОЗМОЖНОСТИ АППАРАТУРНОПРОГРАММНОГО КОМПЛЕКСА ВИДЕОКАРОТАЖА МАЛОГО ДИАМЕТРА АВК-42М //Каротажник. 2006. № 7-8. С. 242-254.

6. Коровин В.М., Адиев Р.Я., Булаев В.И. ПЕРЕДАЧА ДАННЫХ АКУСТИЧЕСКОГО КАРОТАЖА ПО ЦИФРОВЫМ КАНАЛАМ СВЯЗИ //Каротажник. 2004. № 2. С. 40.

Размещено на Allbest.ru