Технологии гипано-кислотной обработки призабойной зоны пласта, применяемые в НГДУ "Октябрьскнефть"
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
?, усиливает прочность закрытия обводненных каналов, а основной объем ее открывает новые каналы в нефтяной толще пласта. По мере ввода раствора соляной кислоты в пласт давление падает и к концу продавки в большинстве случаев составляет 3-5 МПа (на отдельных скважинах падает до нуля, и редко остается на уровне ввода в пласт полимера). В качестве коагулятора применяется раствор хлористого кальция, в качестве полимера - гидролизованный полиакрилонитрил (гипан).
Впервые работы по применению гипано - кислотных обработок (ГКО) начаты в 1988 году в скважинах Копей - Кубовского месторождения. Позже ГКО проводились и на других месторождениях со сходными характеристиками карбонатных коллекторов.
Применение метода показало его эффективность при обработке скважин, имеющих высокую обводненность (70 - 100%), пластовое давление ниже гидростатического и высокую поглотительную способность. Необходимо отметить, что продолжительность эффекта от ГКО значительно превышает продолжительность эффекта от кислотных обработок. Любые модификации солянокислотных обработок дают эффект, как правило, не дольше 1-2 лет, тогда как эффект по ряду скважин после ГКО продолжается 5 - 6 лет и более.
4.2 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 2134 и 2141 рассматриваемого месторождения.
Скважины 2134 и 2141 были пробурены Туймазинским УБР. 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 мі 12% раствора соляной кислоты под давлением 12 - 15 МПа, промыли скважину, продули - после чего пошла нефть.
Скважины были введены в эксплуатацию: скважина 2134 с дебитом 15 мі/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. / смі и скважина 2141 с дебитом 10 мі / сут жидкости (или 8,8т / 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./смі.
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 мі/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 взрастет по скважине 2134 до 7,5 т/сут, а по скважине 2141 до 6,7 т/сут (по усредненным данным соседних скважин)
4.3Технологическая схема проведения гипано-кислотной обработки
До проведения ГКО при необходимости следует провести комплекс геофизических и промысловых исследований.