К ВОПРОСУ О ПРИМЕНЕНИИ КРЕМНИЙОРГАНИЧЕСКИХ ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ АКОР БН ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КАЗАХСТАНА
А.А. Энгельс, Н.Н. Нурпеисов (ТОО «ОТО-ПРОМ»), Республика Казахстан

А.М. Строганов, В.М. Строганов (ООО «НПФ «Нитпо»), Россия

Для ограничения водопритока на месторождениях Казахстана компанией «ОТО-ПРОМ» в период с 2000 по 2003 год были проведены ремонтно-изоляционные работы (РИР) более чем на 100 скважинах. В качестве изоляционного материала, в основном, применялся вязко-упругий состав (ВУС) на основе низкомолекулярного полиакриламида (ПАА) и сшивателя (ацетата хрома). В большинстве случаев этот изоляционный состав проявил себя хорошо. Однако, в процессе проведения ремонтно-изоляционных работ и освоения ряда скважин, были отмечены некоторые недостатки данного состава:

  • технологическая схема предусматривала закачку в среднем 60-70 м3 вязко-упругого состава (для создания необходимой изоляционной оторочки). Такие объемы не всегда удавалось закачать, особенно в скважины с низкой приемистостью (например, на некоторых месторождениях Прикаспийского региона).
  • при определенных депрессиях на пласт, из-за низкой адгезии геля к породе, наблюдался постепенный его вынос.
  • зачастую в скважинах со слабосцементированным коллектором после проведения РИР (закачки ВУС) интенсивность выноса песка возрастала.
С целью повышения эффективности РИР и исключения появления выше перечисленных проблем был испытан кремнийорганический тампонажный материал АКОР БН 102 (ТУ 2458-001-01172772-99). Последний применялся как самостоятельный изоляционный материал, так и для докрепления ВУС.

При проведении РИР расход товарного материала АКОР БН 102 составлял 1,5-3,0 м³ на одну скважино-операцию. Из этого количества товарного реагента готовили 6-12 м³ водонаполненного состава АКОР (в соотношении с водой 1:3), который закачивали в скважину с продавкой или перепродавкой в пласт пластовой (или технической) водой. Ожидание отверждения состава составляло 12-24 часа. Скважины осваивали без повторной перфорации. Часть РИР выполнялась по «без подходной технологии», т.е. без подъема внутрискважинного оборудования.

В 2002 году на скважинах месторождения Узень были проведены ремонтно-изоляционные работы материалами АКОР БН. Узень является одним из наиболее крупных газонефтяных месторождений Казахстана, приурочено к крупной брахиантиклинальной складке запад-северо-западного простирания, осложненной рядом локальных поднятий и куполов. Мощность продуктивного этажа достигает 1500 м. В меловом комплексе пород выделяется 12 газовых горизонтов, в юрском - 13 нефтяных и нефтегазовых горизонтов. Большинство продуктивных горизонтов являются многопластовыми, по типу ловушек в основном, пластовыми и сводовыми. Коллекторы поровые, литологически представлены песчаниками и алевролитами. Открытая пористость изменяется от 18 до 26,5 %, проницаемость колеблется в пределах 0,02-0,3 мкм2.

Месторождение открыто в 1962 году и в настоящее время находится на последней стадии разработки, характеризующейся значительным обводнением добываемой продукции. Поэтому вопросы ограничения водопритока к скважинам очень актуальны.

На месторождении Узень с применением кремнийорганического материала АКОР БН 102 было проведено 5 скважино-операций, причем 4 скважины обработаны по технологии ВУС+АКОР, а изоляция одной скважины проведена только составом АКОР. Скважины, в которых РИР выполнялись по технологии ВУС+АКОР, после обработки улучшили режим работы. В скважине № 4087, где был закачано 12 м3 состава АКОР, существенного положительного результата добиться не удалось. Режимы работы скважин до и после обработки приведены в таблице 1 и на рисунке 1.

Таблица 1 - Результаты проведения РИР на месторождении Узень с применением кремнийорганического материала АКОР-БН.



Таблица № 1
Таблица №1 - Динамика изменения добычи нефти до и после проведения ремонтно-изоляционных работ (месторождение Узень).

Анализ полученных результатов позволил сделать вывод, что при проведении ремонтно-изоляционных работ на месторождении Узень, характеризующимся довольно мощными продуктивными горизонтами, закачка малообъемных оторочек (до 20 м3) не приносит сколько-нибудь заметного положительного результата. А закачка больших объемов составов АКОР из-за относительно высокой его стоимости для данного месторождения не всегда экономически целесообразна. Поэтому в большинстве случаев оптимальным вариантом является использование комбинированной технологии ВУС+АКОР в примерном соотношении 20-50 м3 ВУС и 6-18 м3 АКОР. Применение этой технологии на 4 скважинах позволило дополнительно получить почти 4000 т нефти.

Учитывая положительный опыт на месторождении Узень, в 2003 году кремнийорганический тампонажный материал АКОР БН 102 был использован при проведении ремонтно-изоляционных работ на месторождениях ОАО «Эмбамунайгаз». Причем АКОР применялся как самостоятельно, так и в качестве докрепляющего материала по технологии ВУС+АКОР. Работы проводились на месторождениях Восточный Молдабек, Б. Жоломанова, Северный Жолдыбай, Юго-Западное Камышитовое, для которых характерно неглубокое (до 900 м, в среднем 600 м) залегание продуктивных горизонтов.

Все перечисленные месторождения также находятся на поздней стадии разработки, и проблема ограничения водопритока к добывающим скважинам так же весьма актуальна.

Для скважин, месторождений Северный Жолдыбай, Б. Жоломанова и Восточный Молдабек несмотря высокую проницаемоть пластов и сравнительно низкие пластовые давления (до 5 МПа) характерна плохая приемистость. На этих месторождениях изоляционные работы проводились только водонаполненными составами АКОР БН 102, причем объем закачки не превышал 12 м3.

Месторождение Северный Жолдыбай расположено в Макатском районе Атырауской области, и разрабатывается с 1986 года. Тектонически приурочено к антиклинальному поднятию, расположенному на северо-восточном крыле солянокупольной структуры. В средней юре выделены нефтяной, газонефтяной и газовый горизонты. В пермо-триасе - газовый горизонт. Залежи сводовые, пластовые, тектонически экранированные.

Юрские горизонты залегают на глубинах 623-848 м. Горизонты представлены терригенными породами, коллектора поровые. Нефтенасыщенная толща в среднем равна 6 м, открытая пористость коллекторов- 21-31 %, проницаемость 0, 139- 0, 838 мкм2, коэффициент нефтенасыщенности 0,54-0,6, начальные дебиты колебались от 2,5 до 40 м3/сут на 5 мм штуцере. В настоящее время все скважины переведены на механизированный способ отбора нефти, и средние дебиты по нефти упали до 1- 3 т/сут.

На месторождении Северный Жолдыбай при проведении ремонтно-изоляционных работ проблем с закачкой водонаполненного состава АКОР БН не было, т.е. в каждую скважину был закачан запланированный объем композиции от 6 до 9 м3. Причем закачка в трех скважинах производилась без подъема подземного оборудования, т.е. через затрубное пространство. Результаты выполненных работ приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Результаты проведения РИР на месторождении Восточный Молдабек, Б.Жоламанова, Северный Жолдыбай с применением кремнийорганического материала АКОР-БН 102(данные приведены на 1 июля 2004 г.)



Таблица № 2
* - эффект продолжается.

После проведения ремонтно-изоляционных работ среднесуточная добыча нефти увеличилась в 1,5 раз, и дополнительная добыча составила более 1500 т нефти. Скважины после обработки работают стабильно (за исключением скважины № 7н), признаков увеличения обводненности не наблюдается в течение 11 месяцев, т.е. эффект еще продолжается (рис. 2).

Рис.2 - Динамика изменения добычи нефти до и после ремонтно-изоляционных работ (месторождение Северный Жолдыбай).

Месторождение Восточный Молдабек подготовлено к эксплуатации в 1990 году. Представляет собой межкупольное поднятие, образованное на соляном карнизе. В среднем триасе выделено шесть продуктивных горизонтов, залегающих в интервале 1050- 1386 м. Сложены терригенными отложениями, коллектора поровые. Нефтенасыщенная толщина горизонтов 1,2- 16 м, открытая пористость коллекторов изменяется от 20 до 27 %, проницаемость от 0,022 до 0,28 мкм2.

Месторождение Б. Жоломанов разрабатывается с 1982 года. Тектонически приурочено к трехкрылой солянокупольной структуре. Нефтеносными являются отложения нижнего мела (в пределах глубин 208-248 м залегают два нефтеносных горизонта), юры (в пределах глубин 295-570 м залегают семь нефтеносных горизонтов) и пермотриаса (на глубинах 843-957 м залегают четыре нефтяных и три газонефтяных горизонта). Залежи пластовые, тектонически экранированные. Горизонты представлены терригенными породами, коллектора поровые. Открытая пористость коллекторов равна 19-25 %, проницаемость низкая (0,006- 0,2 мкм2).

Рис.3 - Изменения динамики дебета скважины по нефти до и после ремонтно-изоляционных работ (месторождение Восточный Молдабек).

На месторождениях Б. Жоломанов и Восточный Молдабек в процессе закачки изоляционных составов мы столкнулись с одной стороны с низкой приемистостью скважин, а с другой ограничением по давлению закачки – не более 6 МПа. Закачку водонаполненных составов АКОР БН проводили на малых скоростях закачки (не более 3 м3/час), так как увеличение скорости закачки приводило к резкому росту давления, и закачку приходилось останавливать. Это явилось причиной, что в скважины № 427 и № 219 месторождения Восточный Молдабек удалось закачать только по 3 м3 водонаполненного состава АКОР БН. Поэтому, несмотря на хорошие первоначально полученные результаты РИР, продолжительность эффекта составила 3 месяца, а дополнительная добыча по двум скважинам составила 622 тонны (рис.3).

По трем скважинам месторождения Б. Жоломанова эффективность изоляционных работ оказалась значительно выше. Как видно из графиков работы скважин до и после обработки, эффект продолжается по истечении 9-10 месяцев (скважина №78, №79), а дополнительная добыча составила более 3000 тонн нефти. Причем наиболее убедительные результаты получены по скважинам № 78 и № 2, в которых обводненность после обработки снизилась более чем на 30 %, а дополнительная добыча по каждой скважине составила 3- 4 т/сут. (рис.4).

Рис.4 - Динамика изменения добычи нефти до и после проведения ремонтно-bзоляционных работ (месторождение Б. Жоломанова).

Нефтяное месторождение Юго-Западное Камышитовое разведано в 1975 году и в этом же году введено в эксплуатацию. Расположено на северном побережье Каспийского моря в юго-восточной части междуречья Урал-Волга. В тектоническом отношении приурочено к трехкрылой солянокупольной структуре. Нефтеносными являются нижнемеловые, среднеюрские и пермотриасовые отложения. Всего на месторождении разрабатываются 16 продуктивных горизонтов, которые объедены в 7 объектов разработки. Тип залежей платовый, сводовый и пластовый тектонически экранизированный. Глубина залегания нефтяных залежей колеблется в пределах от 199 до 783 м, пористость коллекторов изменяется от 21 до 27%, проницаемость – 0,140-1,699 мкм², нефтенасыщенная толщина достикает 15 м, коэффициент нефтенасыщенности 0,75-0,84.

На месторождении Юго-Западное Камышитовое было выполнено семь скважино-операций, одна из которых проведена по технологии ВУС+АКОР, а остальные только с применением АКОР БН. Как видно из таблицы 3, именно технология ВУС+АКОР показала на этом месторождении наилучший результат. На скважине № 51 обводненность снизилась с 85% до 38 %, эффект по истечении 11 месяцев продолжается и составляет более 1000 тонн дополнительно добытой нефти. По трем скважинам положительных результатов достичь не удалось, а по остальным скважинам был получен незначительный, но стабильный прирост добычи нефти, который продолжается по истечении 10 месяцев после обработки. Результаты выполненных работ приведены в таблице 3

Таблица 3 - Результаты проведения РИР на месторождении Юго-Западное Камышытовое с применением кремнийорганического соединения АКОР-БН.


Таблица № 3
Анализ полученных результатов показал, что на месторождениях Прикаспийской впадины с продуктивными горизонтами большой мощности и хорошей приемистостью пластов проведение ремонтно-изоляционных работ закачкой малообъемных оторочек водонаполненного состава АКОР БН не принесло желаемых результатов, как это имело место на месторождении Узень (скважина № 4087) и особенно Юго-Западное Камышитовое. Поэтому в этих случаях рекомендуется применять технологию селективной изоляции по схеме ВУС + АКОР.

Напротив, на месторождениях с продуктивными горизонтами средней и маленькой мощности и не высокой приемистостью пластов хорошие результаты были получены при закачке 6-12 м³водонаполненного состава АКОР БН.

В некоторых случаяхзакачку можно проводить через затрубное пространство, т.е. без подъема подземного оборудования, что значительно снижает себестоимость проведения ремонтно-изоляционных работ.

Таким образом, можно сделать вывод о перспективности применения кремнийорганического тампонажного материала АКОР БН 102 при проведении ремонтно-изоляционных работ на добывающих скважинах нефтяных месторождений Прикаспийской впадины.

В тоже время с целью повышения эффективности работ необходимо опробовать и другие технологические схемы ремонтно-изоляционных работ с использованием материалов АКОР БН хорошо зарекомендовавших себя на месторождениях Западной Сибири, Краснодарского края, Коми Республики, Беларуси и др.



Статья опубликована в: "Интервал" №8, 2004.

© При использовании материалов ссылка на сайт и первоисточник обязательна.

Write Close
Close
У вас есть вопросы? Напишите нам!
Мы обязательно вам ответим