1 стр. из 1

Щелевая гидропескоструйная перфорация обеспечивает совершенное вскрытие обсадной колонны скважины, формирование объемной высокопроницаемой призабойной зоны пласта, устанавливает длительную, глубокую и надежную гидродинамическую связь скважины с пластом. Эффективна даже тогда, когда любой другой метод не дает ожидаемого результата.

На данном этапе освоения месторождений УВ юга Восточной Сибири и, в частности, Непско-Ботуобинской антеклизы (НБА) — подготовке площадей под промышленную эксплуатацию — первостепенной задачей является выбор методов извлечения углеводородного сырья, способов повышения нефтеотдачи и дебитов скважин. Грамотно обоснованное ее решение должно обеспечить на стадии промышленной разработки месторождений эффективную выработку трудно извлекаемых запасов нефти и газа и является актуальной проблемой для всех нефтяных и газовых месторождений, особенно с низкими фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов, что характерно для продуктивных горизонтов НБА.

Проблема извлечения максимально возможного количества углеводородов из недр существовала на всех этапах развития нефтяной промышленности во всем мире и требовала поиска и реализации наиболее результативных способов получения промышленных притоков.

Каждое месторождение, каждый продуктивный пласт обладают специфическими присущими только им особенностями, обусловленными естественными (природными) и техногенными факторами. Данное обстоятельство определяет комплексный индивидуальный подход при обосновании и выборе наиболее оптимальных методов и технологий извлечения УВ, требующих совершенствования существующих и создания новых.

В настоящее время в России разработаны и/или находятся в стадии доработки и испытания разнообразные методы вскрытия продуктивных пластов и воздействия на них. Не останавливаясь детально на классификации, достоинствах и недостатках каждого из них (эти вопросы достаточно широко обсуждаются в печати, на научных и практических конференциях), в данной работе мы уделили внимание одному из методов повышения производительности нефтяных и газовых скважин: щелевой гидропескоструйной перфорации (ЩГПП).

Метод ЩГПП был разработан в 80-х гг. прошлого столетия во ВНИМИ и ВНИИ Океангеологии как метод повышения нефтеотдачи пласта (авт. свид. № 501146) и получил внедрение в практику работ нефтяных и газовых месторождений СССР с 1984 г. В его основу положен созданный Всесоюзным нефтегазовым научно-исследовательским институтом способ гидропескоструйной перфорации и вскрытия пластов, исследования и испытания которого на месторождениях были начаты в 1959 г.

Метод зарекомендовал себя как достаточно эффективный, в основном на отработанных месторождениях при реанимации неработающих скважин, а также при освоении тех, которые требуют работ по повышению гидродинамической связи ствола скважин с пластом, т. е. улучшения состояния призабойной зоны пласта (ПЗП).

Сущность метода ЩГПП состоит в формировании (с помощью забойного оборудования — перфоратора) в продуктивном пласте вертикальных щелевидных каналов, способствующих разгрузке сложнонапряженного состояния пород в прискважинной зоне, увеличению площади фильтрации. Тем самым создаются условия для улучшения проницаемости коллекторов и, в конечном итоге, образуется глубокая устойчивая гидродинамическая связь скважины с пластом.

Перфоратор устанавливается в кровлю заданного интервала по геофизической привязке. Рассчитываются и задаются технологические параметры операции вскрытия (время, скорость, давление, вытяжка колонны под действием давления, необходимые условия безопасности, концентрация песка в пульпе, расходы жидкости и т. д.).

С помощью насосных агрегатов песчано-жидкостная пульпа закачивается по насосно-компрессорным трубам в скважину под большим давлением и подается на забойный гидравлический двигатель, через который обеспечивается движение перфоратора (снабженного высокопрочными насадками) вдоль колонны. Перфоратор при перепаде давления на насадках 18–22 МПа с помощью воздействия высоконапорных абразивных струй жидкости вскрывает колонну, цемент и вырабатывает в пласте две разнонаправленные щелевые каверны значительного объема.

В качестве жидкости, обрабатывающей пласт, используется пластовая вода или нейтральные растворы, не оказывающие существенного влияния на свойства породы и флюида. При применении специально подобранных растворов для обработки пласта одновременно с его вскрытием происходит воздействие на ПЗП с целью улучшения физико-химических и фильтрационных свойств. Абразивом в рабочей жидкости служит кварцевый песок.

Работа оборудования в процессе операции контролируется и управляется по показаниям приборов, компьютерных графиков процесса, с помощью изучения поступающего на поверхность шлама из вскрываемого интервала, дающего представление о литологии и характере насыщения породы. Одновременно фиксируются: притоки, поглощения, нефте-, газо-, водопроявления. Это обстоятельство дает возможность корректировки вскрытия пласта в отличие от гидроразрыва пласта (ГРП). Наличие щелей в скважине, их параметры подтверждались показаниями скважинного акустического телевизора (САТ). Существующее оборудование применяется при любых значениях: глубины залегания пластов, давления, температуры, состава флюида, агрессивности среды и т. д. В настоящее время разработаны и разрабатываются модификации забойного оборудования для ЩГПП (ВНИГРИ, ООО «СВ» и др.).

Метод применялся и применяется в разных горно-геологических условиях для скважин различного назначения и конструкции на территории бывшего СССР, в европейской части России, на Урале и в Сибири, а также в зарубежных странах: США, Китае, где были получены высокие результаты.

Ниже приведены примеры результатов применений метода ЩГПП при работах на месторождениях, которые проводились в различные годы предприятиями «Интенсификация», «КИНЭКС-геология», «Век-Сервис».

Наибольшее количество операций по ЩГПП на территории России проведено на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» и Пермского региона. Так, по данным НГДУ, «Лянторнефть» (Сургутский район), дополнительная добыча нефти от проведения 74 обработок составила 236702,6 т, или 3100 т на одну скважину. Средняя продолжительность эффекта составила около 2 лет. Причем скважина № 1462 работала до 10 лет после применения метода, 9 лет — скважины №№ 4469 и 4467. Средняя производительность скважин от применения метода увеличилась в 3 раза, а процент успешности составил около 70%, по 24 скважинам эффект продолжался около 10 лет.

В период 1990–1995 гг. проведены работы с применением ЩГПП на месторождениях Пермской области. Их необходимость объяснялась низкой производительностью значительного количества нефтяных скважин в связи с длительной эксплуатацией месторождений (25 и более лет), падением пластовых давлений с 23–25 МПа до 15–16 МПа и, в конечном итоге, снижением добычи нефти. Увеличения производительности удалось добиться в 19 скважинах из 21, что составляет 90% успешности. Из 84 нагнетательных скважин повышение приемистости отмечалось в 58, что составило 68% успешности. На 55 скважинах после ЩГПП был применен метод (ГРП в различный период времени. Эффект от комплексного применения этих методов отмечен на 40 нагнетательных скважинах, причем максимальная приемистость в этом случае достигает 3410,0 куб. м/сут. при 16 МПа (скв. 729 Юрчукская, где ГРП был применен через 2 года после ЩГПП).

Метод был применен после ЩГПП на Уньвинском месторождении Пермской обл. в плотносцементированных коллекторах с низкими фильтрационными свойствами (Бобриковский пласт — С1: скважины 596, 317, 300, 273, 326, 472, 593). Скважина 596 была перфорирована методом ЩГПП. Приемистость вскрытого интервала составила 360 куб. м/сут. при Рз=24,0 МПа. Эффект продолжался с 1990 по 1993 гг. без падения приемистости. В 1993 г. после проведения ГРП приемистость увеличилась до 920 куб. м/сут. при Рз=15 МПа. В 1995 г. скважина переведена в разряд добывающих, дебит полученной нефти составил 25,70–65,10 т/сут. Диаграмма изменения приемистости и продолжительности эффекта скважины 596 приведена на рис. 1. В скважинах 317, 300, 273, 326, 106 после кумулятивной перфорации, проводимой 2–3 раза, при нулевой приемистости использовались неоднократные кислотные обработки и ГРП, но эффекта не было получено. После проведения ЩГПП во всех скважинах отмечена приемистость, которая после последующего ГРП по щелевым каналам составила 100–670 куб. м/сут. при Рз =16–20 МПа. При этом давление разрыва от первоначального значения 65 МПа упало до 35–40 МПа. Продолжительность эффекта — 3–6 и более лет.

Месторождения Кокуйское и Чураковское (НГДУ «Кунгурнефть» Пермская область) в связи с длительной эксплуатацией (25 лет) и падением пластовых давлений с
23 МПа до 15–18 МПа, планировали вывести из промышленной разработки. Производительность скважин упала до минимума. Методы кислотной обработки, гидровоздействие и т. д. не давали результатов: скважины не принимали.

С целью реанимации месторождений и скважин и повышений пластовых давлений был применен метод ЩГПП, эффективность составила 60–100% (табл. 1).

Табл. 1. Результаты применения ЩГПП с целью повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях НГДУ «Кунгурнефть»

Метод ЩГПП применялся при вскрытии карбонатных коллекторов на месторождениях ОАО «Удмуртнефть», в том числе в комплексе с солянокислотной обработкой (СКО) (табл. 2, 3).

Табл. 2. Результаты применения ЩГПП с целью повышения производительности скважин на месторождениях ОАО «Удмуртнефть»

Табл. 3. Результаты обработки ПЗП скважины 2121 методом ЩГПП в комплексе
с последующей СКО на месторождениях ОАО «Удмуртнефть»

Метод ЩГПП на месторождениях в Самарской области (1997–1998 гг.) применялся на эксплуатационных и нагнетательных скважинах (табл. 4, 5).

Табл. 4. Результаты повышения производительности скважин на месторождениях Самарской области

Табл. 5 Результаты повышения приемистости скважин на месторождениях Самарской области

Также метод ЩГПП использовался на месторождениях Узбекистана (1989 г.). На месторождении Карактай на нефтяной отработанной залежи с низкими пластовыми давлениями он был применен с целью вовлечения в разработку более плотных пропластков известняков глинистых доломитизированных, с низкими коллекторскими свойствами (средняя пористость — 2–3%, проницаемость до 1 мД). После операции в интервале 837–847 м скважина № 8 запущена в эксплуатацию в насосном режиме. На газовом месторождении Памук после вскрытия ЩГПП двойной колонны при АВПД (Рпл = 41,9 МПа; Тпл — 135 0С) в плотных газонасыщенных юрских карбонатных рифогенных водорослевых известняках был получен промышленный приток газа.

Очень показательными явились результаты использования метода ЩГПП в рамках программы «Увеличение нефтеотдачи и разработка вторичных методов добычи нефти и газа на различных площадях России и США». При проведении демонстрационных работ на месторождениях США (штаты Мичиган, Калифорния, Монтана) по приглашению компаний Shell, Nefko Petroleum LLC, Hydroslotter Corporation принимали участие российские специалисты с целью обмена опытом, консультаций, разработки рекомендаций с использованием совместных методик, запатентованных в России и США.

В 1996 г. (штат Мичиган) для проведения показательных работ методом ЩГПП фирмой Shell были предоставлены две скважины, не дающие притоков и используемые для испытаний различных методов с целью отработки на них новых технологий по вскрытию и повышению производительности. С помощью использования метода ЩГПП на глубинах 400 м были вскрыты три зоны, представляющие собой сланцевые формации. После вскрытия интервалов через забойное оборудование было оказано гидровоздействие на пласт (Р=30 МПа). Результатом работ явилось получение незапланированного притока газа (≈ 5 тыс. куб. м/сут.).

Анализ материалов геофизических исследований скважин по истощенному газовому месторождению в Калифорнии (в 2005 г.) позволил наметить несколько скважин, в которых в толще переслаивания песчаников, алевролитов, аргиллитов удалось выделить отдельные газонасыщенные пропластки среди уже отработанных. С целью их вскрытия были повторно использованы две неработающие с 1990–1994 гг. скважины, ликвидированные в связи с отсутствием притоков газа и обводнением пластов. Вновь проведенные исследования подтвердили присутствие перспективных на газ объектов и местоположение ГВК. После изоляционных работ и проверки герметичности колонны и цемента было проведено ЩГПП. В скважине Andr-1 вскрывались четыре интервала на глубине 2310–2325 м. В первом интервале получен приток воды (в дальнейшем изолирован), в третьем — приток газа (≈10 тыс. куб. м/сут.). В скважине Arb-3 было вскрыто 12 интервалов на глубинах 2310–2330 м, 2114–2106 м без подъема забойного оборудования, что позволило выявить нижний пласт с промышленными притоками газа (≈ 12.5 тыс. куб. м/сут.) и водой. Скважины подключены к газопроводу и эксплуатируются до настоящего времени.

Как можно судить из приведенных примеров, при использовании метода ЩГПП на различных месторождениях производительность скважин увеличивается в 2–3 раза, приемистость — в десятки и даже сотни раз, при продолжительности эффекта, достигающего 6 лет и более, успешность доходит до 70–80%, а в некоторых случаях и более.

Наиболее эффективен метод ЩГПП при первичном вскрытии эксплуатационной колонны и как операция, предшествующая гидроразрыву пласта. После ЩГПП, обеспечивающей совершенство связи скважины с пластом на порядок выше кумулятивной перфорации, ГРП проходит с большим эффектом, получает направленность по щелям, обеспечивает полноту вскрытия мелких прослоев, проходит с наименьшими энергозатратами. Способ ЩГПП открывает возможности наиболее эффективного применения и других традиционных методов воздействия на пласт.

Применение данной технологии позволяет:
увеличить производительность скважин, достаточную для рентабельной эксплуатации некондиционных коллекторов;
получить сверхсуммарный эффект, в комплексе с известными методами интенсификации притоков;
освоить площади и коллекторы с тяжелыми нефтями; закольматированные коллекторы; пласты, перекрытые двумя и более колоннами; слабопроницаемые плотносцементированные коллекторы, для которых неэффективны традиционные методы; коллекторы, расположенные в непосредственной близости от водогазонефтяных контактов, не нарушая при этом сплошности заколонного цемента;
включить в работу пропущенные при кумулятивной перфорации прослои.

Особое значение данный метод приобретает: при реанимировании неработающих или законсервированных скважин, исключая возможность деформации обсадной колонны и возникновения заколонных перетоков, а также для восстановления добычи УВ на старых отработанных месторождениях.

Таким образом, эффективность применения данного метода с целью повышения нефтеотдачи и дебита пластов, характеризующихся крайне низкими коллекторскими свойствами, достаточно очевидна для его использования при вскрытии продуктивных пластов в условиях территории НБА.

Продуктивные горизонты, выявленные в разрезе подсолевых венд-нижнекембрийских отложений НБА, приурочены к комплексам, сложенным карбонатными и терригенными породами, обладающим в данных геологических условиях низкими фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов, характеризующихся сильной изменчивостью, как по разрезу, так и по территории.

В этих условиях наблюдается резкое различие в величине притоков в скважинах и их отсутствие из терригенно-карбонатных коллекторов даже в пределах площадей, на которых притоки прогнозировались.  Так, например, на Марков-ском месторождении в зоне развития трещинных коллекторов, обусловленной влиянием здесь тектониче-ских дислокаций, из осинского горизонта получены промышленные притоки (скважина1— ОП: нефть — 1000 т/сут., газ — 106 куб. м /сут.; скважина 49П: нефть— 113 т/сут., газ — 480∙103 куб. м/сут.).

В то же время на отдельных площадях НБА даже с заведомо выявленными залежами далеко не из всех скважин при испытании получены притоки, хотя применялись различные методы по их интенсификации. Например, на Верхнечонском месторождении из разведанной залежи нефти (литологически и тектонически экранированной) в преображенском горизонте в скважине 123 получен приток нефти 5,4 т/сут. (после СКО: нефть —9,6 т/сут., газ — 2,0 тыс. куб. м/сут.). Находящиеся рядом скважины 12, 36, 44, 51 при испытании пластов притоков не показали, и только после обработки СКО, некоторые из них дали промышленные притоки (скважины 34, 35, 38, 100). Основная часть скважин дала незначительные притоки, некоторые скважины были «сухие». Данное обстоятельство можно объяснить как низкими фильтрационными характеристиками пород, вскрытых скважинами, так и несовершенством вскрытия скважин, не обеспечившим гидродинамическую связь с пластом, или плохим состоянием ПЗП. Неполучение прогнозируемых притоков из продуктивных горизонтов при испытании отдельных скважин различного назначения на территории НБА не означает отсутствия в них УВ.

Также факторами, осложняющими освоение продуктивных горизонтов подсолевого комплекса НБА, могут являться их невысокая температура и пониженное пластовое давление, особенно в ее северо-восточной части, и АВПД — на отдельных участках в юго-западной. Рассмотренные особенности обусловили применение разнообразных методов интенсификации для получения притоков: кислотные обработки, обработки ПАВ и другими реагентами (редко — кислотный ГРП) при испытании продуктивных горизонтов в отдельных скважинах и, в частности, на месторождениях, подготовленных к промышленной эксплуатации. В то же время следует отметить, что отдельные скважины на некоторых площадях НБА показывают неэффективность кислотных обработок ПЗП (пласт не принимает), или же эффект от их применения быстро падает, или исчезает по мере повторения. ГРП также не приносит ощутимых результатов, его эффективность часто непродолжительная, а иногда приводит к обводнению пласта или возникновению заколонных перетоков.

Учитывая перечисленные факторы, эффективное решение проблемы наиболее полного извлечения УВ в условиях НБА может быть достигнуто в результате использования всех потенциальных возможностей нефте- и газоотдачи продуктивных горизонтов. При этом необходимо применение как традиционных методов вскрытия и формирования высокопроницаемой ПЗП, так и поиска новых технологий, среди которых метод ЩГПП может явиться достаточно результативным. Также наряду с постановкой бурения новых скважин следует использовать старый фонд ранее пробуренных поисково-разведочных скважин, большинство из которых не показывает реальных результатов получения притоков, находится на консервации или ликвидировано; некоторые находятся в простое.

Как представляется, только подобный комплексный подход может обеспечить наибольшие эффективные результаты в получении углеводородного сырья при освоении нефтяных и газовых месторождений юга Восточной Сибири.

Полная или частичная перепечатка материалов - только разрешения администрации!