Состояние разработки пласта АС 8-9 и пути стабилизации добычи углеводородов

Основные принципиальные положения по разработке залежи нефти АС8-9 за текущий период определены в проекте разработки Западно-Солкинского месторождения, выполненным проектным институтом Сур-гутНИПИнефть, где проанализированы результаты геолого-технических мероприятий и оценены технологические показатели. В настоящее время на нагнетательных скважинах с целью повышения нефтеотдачи и увеличения охвата пластов заводнением применяются потокоотклоняющие и нефтеотмывающие технологии [1-3].

Анализ разработки месторождений показал, что эффективность существенно зависит от состояния призабойной зоны пласта (ПЗП), которая наиболее подвержена различным физико-химическим и термодинамическим изменениям, как в процессе вскрытия пласта, так и эксплуатации скважин. Как правило, фильтрационные свойства пород-коллекторов в ПЗП из-за влияния технологических факторов (загрязнение фильтратом бурового раствора и жидкости глушения, выпадения асфальто-смоло-парафиновых отложений) ниже, чем в удаленной зоне пласта. Относительно высокая неоднородность пласта по проницаемости, наличие контакта с водоносной частью залежи приводят к обводнению продукции скважин, а также к частичному или полному отключению из разработки интервалов пласта с пониженной проницаемостью [4-6].

В связи с этим возникает необходимость проведения мероприятий по увеличению фильтрационных свойств пород в ПЗП, выравниванию профилей притока и приемистости, ликвидации конусов обводнения и заколонных перетоков воды. Из-за кратковременности эффекта от воздействия на ПЗП, который редко длится более года, эти работы проводятся на протяжении все- го срока разработки пластов и являются основным средством вывода скважин на оптимальный режим эксплуатации [7-9].

В нагнетательных скважинах проводятся мероприятия по воздействию на призабойную зону как в процессе их эксплуатации, так и при переводе добывающих скважин в систему поддержания пластового давления. Для планирования наиболее эффективных мероприятий на прогнозный период разработки месторождения, анализ проведен по скважинам, в которых воздействия на ПЗП проведены в период эксплуатации. Мероприятия комплексного характера, когда при одном подходе на скважине проводилось две скважи-но-операции по воздействию на ПЗП (повторная перфорация и кислотное ОПЗ) рассматривались как одно мероприятие.

С целью восстановления приемистости нагнетательных скважин применялись следующие технологии воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП): солянокислотные и глинокислотные обработки, щелочносолянокислотные ОПЗ, ОПЗ растворителями, ОПЗ кислотой с добавлением ПАВ, а так же их комплексные воздействия (повторная перфорация совместно с ОПЗ кислотой). В нагнетательных скважинах за период 2010–2014 годы проведено 34 скважинооперации по воздействию на призабойную зону пласта, в том числе: 18 солянокислотных ОПЗ, четыре глинокислотных ОПЗ, две щелочно-солянокислотных ОПЗ, одна ОПЗ растворителем, три ОПЗ кислотой, четыре солянокислотных ОПЗ с добавлением ПАВ и два комплексных мероприятия по повторной перфорации совместно с солянокислотной ОПЗ (табл. 1). Средний объем закачки химических реагентов при воздействии на ПЗП составил 4,3 м3. По влиянию на окружающие добывающие скважины наиболее высокой эффективностью характеризуется комплексное мероприятие (повторная перфорация совместно с ОПЗ СКО – 1911,2 т/скв.-опер). Наименьшей эффективностью характеризуются глинокислотные ОПЗ – 6,6 т/скв.-опер., что связано с проведением обработок в конце 2010 года. Удельная эффективность других воздействий на ПЗП изменялась от 86,6 т/скв.-опер. (ОПЗ растворителем) до 517,0 т/скв.-опер. (щелочно-солянокислотные ОПЗ) составив в среднем 330,1 т/скв.-опер.

Таблица 1

Результаты проведения геолого-технических мероприятий на нагнетательном фонде скважин

В результате 34 обработок на действующем фонде скважин средняя приемистость увеличилась в 3,0 раза, при средней продолжительности эффекта 175 сут.

Таким образом, выполненные геолого - технические мероприятий на нагнетательном фонде скважин по окружающим добывающим скважинам дополнительно добыча составила 8,99 тыс.тонн нефти, при удельной эффективности мероприятий 330,1 т/скв.-опер.