Разработка технологии гипано-кислотного воздействия на призабойную зону пласта

Гипано-кислотная обработка

Эксплуатация карбонатных пластов при высоком обводнении скважин изучена недостаточно полно и приобретает важное научное и практическое значение. Важным актуальным направлением совершенствования эксплуатации карбонатных коллекторов может явиться разработка новых способов соляно-кислотного воздействия по интенсификации притока нефти к скважине и одновременному перекрытию водопроводящих каналов в призабойной зоне пласта (ПЗП).

В НГДУ «Сургутнефтегаз» была создана технология проведения гипанокислотных обработок позволяющая проводить воздействие на пласт при повышенной обводненности. Условно данную технологию можно представить в виде двух основных этапов:

I. Этап — ремонтно-изоляционные работы за счет ограничения притоков воды на основе гипана-гелеобразующего состава.

II. Этап — использовании метода увеличение нефтеотдачи пласта за счет соляно-кислотной обработки призабойной зоны пласта.

Выбор скважины для воздействия

Объектами воздействия являются скважины, эксплуатирующие карбонатные коллектора с обводненностью от 45% до 100% и отвечающие следующим условиям:

• а) наличие запасов нефти в пласте в зоне действия добывающих скважин;
• б) пластовое давление не выше гидростатического давления;
• в) кавернозность, пористость, трещиноватость должны находиться в пределах, обеспечивающих давление нагнетания жидкости 6−12 МПа при интенсивности закачки 100−600 л/мин.

Скважинами, отвечающими перечисленным требованиям являются скважина 1077и1078 рассматриваемого месторождения.

Проектный горизонт — турнейский ярус. Проектная глубина 1430 м, пробуренный забой (фактический) соответственно 1438 и 1447 м.

По описанию шлама турнейского яруса (глубина 1385,2 — 1447 м) было определено, что с глубины 1385,2 — 1403 м вскрыт известняк коричневато — серый, плотный, тонкокристаллический, окремнелый;

• · с глубины 1402−1407 м известняк желто — коричневато — серый, плотный тонкокристаллический, органогенный, нефтеносный;
• · с глубины 1407−1411,6 м известняк серый с коричневатым оттенком, плотный, тонкокристаллический, органогенный;
• · с глубины 1411−1414 м известняк желто — коричневато — серый, плотный тонкокристаллический, органогенный, нефтеносный;
• · с глубины 1414−1447 м известняк светлосерый, плотный, органогенный, водоносный.

Перфорацию колонны произвели в интервале 1400−1407 м и 1411,6 — 1412 м для скважины 2134 и для скважины 2141 в интервале 1386−1395 м и 1399−1400 м. Затем провели кислотную обработку (закачали 4 м³ 12% раствора соляной кислоты под давлением 12 — 15 МПа, промыли скважину, продули — после чего пошла нефть.

Скважины были введены в эксплуатацию: скважина 1077 с дебитом 15 м3/сут жидкости (или 13,2 т/сут) и обводненностью 55 — 60%. По данным исследования: Рпл = 11 МПа; Нст = 276 м, Ндин = 870 м, дебит жидкости — 7 т/сут, плотность воды 1,17 г/см3 и скважина 1078 с дебитом 10 м3/сут жидкости (или 8,8 т/сут) и обводненностью 45 — 55%. По данным исследования: Рпл = 9 МПа; Нст = 276 м, Ндин = 985 м, дебит жидкости — 6 т/сут, плотность воды =1,17 г/см3.

Остаточные запасы на данном месторождении по пласту С1 — 1 составляют балансовые по нефти — 8220 тыс. т, извлекаемые — 825 тыс. т.

Потому как, до ввода этих скважин в эксплуатацию, залежь разрабатывалась ранее пробуренными скважинами, то планируемые для обработки скважины были введены в эксплуатацию с дебитом 10−15 м3/сут жидкости и обводненностью 45 — 60%. В дальнейшем дебиты скважин по нефти естественным процессом понижались, а обводненность увеличивалась. Для уменьшения обводненности и увеличения дебита, необходимо провести гипано — кислотную обработку. Можно предположить, что в данных скважинах после проведения мероприятия по изоляции ниже лежащего водоносного горизонта, дебит возрастет по скважине 1077 до 7,5 т/сут, а по скважине 1078 до 6,7 т/сут (по усредненным данным соседних скважин).