Стабилизация уровня добычи очисткой призабойной зоны

Высокие показатели разработки нефтяных месторождений и конечный коэффициент извлечения нефти (КИН) можно получить только при рациональной эксплуатации объекта, соответствующем действенном и эффективном регулировании процесса фильтрации. Регулирование обеспечивается изменением темпов и распределением отбора жидкости по скважинам, изменением плотности размещения скважин, увеличением проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) и др.

При разработке нефтяной залежи воздействие на пласт осуществляется в дискретных точках – в добывающих скважинах. Такое воздействие приводит к возникновению в нефтенасыщенной толще фильтрационных потоков и образованию как активно дренируемых, так и «застойных» зон, не охваченных в пласте процессом фильтрации.

Регулирование процесса фильтрации и управление им в нефтяном пласте возможно лишь при наличии определенного резерва в производительности добывающих скважин, который во многом определяется состоянием ПЗП и ее фильтрационными характеристиками. Таким образом, эффективность разработки нефтяных месторождений влияет на состояние призабойных зон пласта всех скважин.

На продуктивность скважин наиболее сильно влияет снижение проницаемости призабойной зоны скважины (ПЗС). Поэтому на всех стадиях проведения технологических операций, в той или иной степени связанных с воздействием на продуктивный коллектор, необходимо сохранять или восстанавливать естественную проницаемость ПЗП, что является актуальной задачей повышения эффективности разработки месторождения. Однако методы воздействия на продуктивный пласт должны соответствовать конкретным горно-геологическим условиям скважины, селективно и направленно устранять причины снижения проницаемости и не влиять отрицательно на другие свойства коллектора.

Исходя из вышеизложенного, во избежание потерь в добыче нефти в дальнейшем необходимо проводить кислотные обработки для стабилизации уровня добычи нефти.

Проведение кислотных обработок в обводненных скважинах, как правило, способствует еще большему увеличению обводненности продукции. Это связано с тем, что обводнившиеся участки пласта в большей мере подвергаются воздействию кислоты в силу повышенной фазовой проницаемости этих участков для раствора кислоты, основная часть которого состоит из воды. Кроме того, стенки пор и каналов этих участков практически отмыты от экранирующей их нефти, смол и асфальтенов. Все это приводит к более интенсивному увеличению проницаемости обводненных интервалов пласта по сравнению с нефтенасыщенными и, как следствие, к росту обводненности продукции скважин. В этой связи при повышенной текущей обводненности необходимо проводить исследования по выявлению происхождения добываемой воды и местонахождения обводненных интервалов, что позволит исключить обводненный участок пласта от воздействия кислотным раствором, применив при этом поинтервальную или направленную обработки.

Заключение.

Не рекомендуется допускать повышенных давлений задавки кислотного раствора в пласт и высоких скоростей закачки при обработке продуктивных пластов, расположенных в непосредственной близости от ВНК или ГНК. Такие же условия должны соблюдаться при наличии подошвенных вод и слабых перемычках, разобщающих пласты с существенно различными прони-цаемостями. В этих условиях должна быть применена технология ОПЗ, исключающая возможность образования каналов, сообщающихся с водоносными или газовыми пластами. Примером такой технологии может служить технология увеличения диаметра ствола скважины путем растворения пород в призабойной зоне, осу- ществляемая без создания избыточного давления на пласт.

В дальнейшем, при подборе скважин-кандидатов под ОПЗ необходимо учитывать основные причины недостижения эффектов. Производить ОПЗ важно только в скважинах на участках с полностью сформированной системой ППД, так как зачастую выполняются обработки на скважинах с сниженной компенсацией отборов жидкости закачкой и сниженным пластовым давлением.

Большинство неудачных обработок получается при незначительном снижении дебита по жидкости и малым истечением времени после проведенного ГРП. Рекомендуем оптимальным временем для проведения ОПЗ считать период после 6 месяцев ранее проведенного ГРП, и снижение по жидкости от максимального должно быть не менее 2-2,5 раз.